nota técnica no 006/2012-srg /aneel · quanto à representação de usinas não simuladas...

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

Nota Técnica no 006/2012-SRG /ANEEL

Em 30 de janeiro de 2012.

Processo no: 48500.001501/2011-60. Assunto: Avaliação das contribuições da AP nº 047/2011, que trata do aprimoramento da proposta contida na Resolução Normativa nº 440/2011, apenas no que se refere às usinas não simuladas individualmente que ainda não entraram em operação comercial.

I. DO OBJETO

A presente Nota Técnica tem por objetivo avaliar as contribuições da AP nº 047/2011, que trata do aprimoramento da proposta contida na Resolução Normativa nº 440/2011, apenas no que se refere às usinas não simuladas individualmente que ainda não entraram em operação comercial. II. DOS FATOS

2. Em 24 de março de 2009, após ter sido identificada grande disparidade entre os dados de entrada utilizados nos modelos de curto prazo e aqueles utilizados no modelo de médio prazo, o Ofício nº 062/2009-SRG/ANEEL determinou, dentre outros, que, nos dois primeiros meses do horizonte do Programa Mensal de Operação - PMO, fossem utilizados os mesmos valores de disponibilidade das pequenas usinas em ambos os modelos. 3. Já em 2010, verificada a necessidade de melhorias na representação de pequenas usinas nos modelos computacionais de planejamento da operação e formação de preço, esta Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração - SRG emitiu o Ofício nº 254/2010 - SRG/ANEEL, de 23 de dezembro de 2010, o qual convocava o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para uma reunião na sede desta agência para tratar do assunto.

4. Após a realização de mais algumas reuniões na sede do ONS, e de diversas videoconferências foi formulada a proposta apresentada na Nota Técnica nº 023/2011 – SRG/ANEEL, de 7 de abril de 2011 e submetida a audiência pública por intercâmbio documental. 5. Em 5 de julho de 2011, após processo de Audiência Pública de no 21/2011, foi publicada a

Fl. 2 da Nota Técnica no 006/2012-SRG /ANEEL, de 30/01/2012.


Resolução Normativa no 440/2011, que estabelece os critérios para a consideração das usinas não simuladas individualmente nos modelos computacionais de planejamento da operação e formação de preço. 6. O Ministério de Minas e Energia – MME, por meio do Ofício no 254/2011–SEE-MME, de 28 de julho de 2011, requereu efeito suspensivo ao supracitado ato normativo, em função de apresentação realizada pelo ONS, na 99ª Reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, que apontava impacto significativo nos níveis meta dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP, e para que o objeto da Res. 440/2011 fosse apreciado no âmbito da Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico – CPAMP.

7. Por meio do Despacho no 3.103, de 29 de julho de 2011, a ANEEL concedeu o efeito suspensivo requerido.

8. Em 30 de agosto de 2011, foi avaliada pela Diretoria da ANEEL a petição encaminhada pelo MME e decidiu-se, conforme publicado no Despacho n° 3.526/2011 por: (i) convalidar parcialmente a decisão emanada do Despacho nº 3.103/2011, mantendo a suspensão da eficácia da Res. 440/2011 quanto a sua aplicação para as usinas que não iniciaram a operação comercial; (ii) aplicar a Res.440/2011 para as usinas em operação comercial; e (iii) abertura de nova audiência pública para obter subsídios quanto à representação de usinas não simuladas individualmente que não iniciaram a operação comercial.

9. A AP nº 047/2011 permaneceu aberta durante o período de 1º de setembro a 3 de outubro de 2011 e recebeu contribuições dos seguintes agentes e associações: Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia Elétrica - ABIAPE, Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia - ABRACE, Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas ABRAGET, Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, EDP Energias do Brasil, Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e União da Indústria de Cana-de-Açúcar – UNICA. III. DA ANÁLISE III.1 Da representação aprovada pela Res. 440/2011 10. Em linhas gerais, a representação consiste na divisão das usinas não simuladas em dois grupos. O primeiro grupo compreendendo as usinas que já estão em operação comercial, para as quais deve-se considerar a média do seu histórico mensal de geração dos últimos 5 anos como estimativa de geração futura, agregada por subsistema. 11. Para estas usinas, se tivesse sido usada a representação da Res.440/2011 durante o ano de 2010, teríamos representado nos modelos os valores da curva azul da Figura 1 abaixo, valores bem mais próximos do realizado (curva vermelha) e bastante mais adequados do que o que vinha sendo empregado (curva preta).



Fonte: ONS e CCEE.

Figura 1. Representação no NEWAVE e valores verificados em 2010.

12. Para o segundo grupo, formado pelas usinas que ainda não iniciaram a operação, optou-se pela adoção de um fator, calculado por mês, fonte e submercado, que traduz a efetiva geração que vem ocorrendo nas usinas existentes frente sua capacidade instalada. Esse fator deveria ser multiplicado pela potência de cada usina e o valor resultante seria considerado como montante de disponibilidade a ser representado nos modelos computacionais. Ou seja, esta representação considera que a geração de energia pelas usinas futuras se comportaria conforme a geração das usinas existentes.

13. Para avaliar a efetividade do uso do fator para as usinas de expansão foi necessária a criação de uma situação hipotética, uma vez que o fator seria utilizado para usinas que ainda não entraram em operação comercial, o que inviabilizaria a comparação com valores efetivamente verificados de geração. Assim, considerou-se a aplicação do fator na capacidade instalada de usinas não simuladas que estavam em operação comercial no ano de 2010 e a proposta apresentou-se bastante aderente ao verificado, o que comprovaria a melhoria significativa da proposta frente ao que era considerado (Figura 2).



0

500

1.000

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jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

MW

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Fator - 2010

Verificada

Fator

Figura 2. Comparação entre as metodologias para usinas sem operação comercial.

14. A AP 047/2011 tratou exatamente da reavaliação da proposta deste segundo grupo, uma vez que os órgãos responsáveis pelo planejamento da expansão do sistema elétrico, ao quais possuem uma visão distinta da desta Agência, argumentaram que a proposta aprovada não leva em conta o fator tecnológico, isto é, se houver evolução tecnológica considerável no modo de produção de energia elétrica de uma determinada fonte, o método da Res. 440/2011 não absorve esta maior expectativa de geração de forma imediata, mas tão-somente quando a usina de tal fonte já tiver alguma medição, ou seja, após iniciada a operação comercial. III.2 Da questão da evolução tecnológica das usinas eolioelétricas 15. Quanto a esta questão, já na primeira audiência pública sobre o assunto, a AP nº 21/2011, a CPFL manifestou preocupação de que para usinas eolioelétricas a tecnologia utilizada naquelas já construídas poderia ser diferente daquelas que estavam sendo licitadas para o futuro e que, portanto o fator não seria adequado para representá-las.

16. De fato, as primeiras usinas eólicas que entraram no âmbito do Programa de Incentivo as Fontes Alternativas – PROINFA eram usinas com turbinas Enercon E-40, E-44 e E48, com torres de altura média de 55 metros, hoje uma tecnologia superada. No entanto, conforme pode ser visto na Tabela 1 este tipo de usina representa apenas 11% do parque eólico instalado. Já os 89% restantes são de usinas com aerogeradores Enercon E-82, Impsa V-77, Vestas V-82 e Suzlon S-88, de última geração, quase todas com entrada em operação a partir do ano de 2010 e com torres com mais de 80 metros de altura.

Tabela 1. Relação de potência instalada e tecnologia dos aerogeradores do PROINFA.



17. Cabe ainda destacar que, enquanto o fator de capacidade médio verificado das usinas eolioelétricas instaladas é de 30,1%, a média do fator de capacidade dos últimos leilões foi de 44%, existindo até usina vencedora com fator de capacidade de 60%. E neste ponto, não vale o argumento de que aquelas não possuem tanto incentivo para atender seus contratos quando comparadas aos incentivos dos contratos CCEAR e CER em virtude de suas rígidas penalidades pela não entrega de energia, pois embora não haja penalidade contratual no âmbito do PROINFA, o ganho pela geração é de cerca de 311,00 R$/MWh, muito superior ao preço de venda da energia eólica verificada nos últimos leilões. Ou seja, o incentivo está associado ao preço da energia do PROINFA e não a alguma exigência contratual. III.3 Da avaliação das contribuições

18. Superada a discussão sobre a evolução da tecnologia das usinas eolioelétricas, passamos nesta seção a tratar das principais contribuições da AP nº 47/2011. Todas as contribuições dos agentes e as justificativas para seu acolhimento ou recusa estão descritos no Anexo I desta nota técnica. 19. A ABIAPE e a ABRACE manifestaram-se a favor da manutenção da Res. 440/2011 conforme originalmente aprovada, a primeira discordando de como o processo de revisão foi instruído e a segunda alegando que a representação aprovada aproxima-se mais da realidade que vem ocorrendo.

20. A EDP propõe que, tanto para as usinas vendidas nos leilões de energia nova, como para as demais usinas que porventura entrarem no sistema, seja utilizada a Garantia Física como previsão da geração das usinas não simuladas individualmente nos modelos computacionais. O intuito da proposta, segundo o agente, “é manter a aderência da geração futura com os cálculos de garantia física validados pelos órgãos competentes para os leilões de energia nova e, no caso das demais usinas que não possuem Garantia Física, que haja uma maior proximidade com a realidade”.

21. Neste mesmo sentido, o ONS recomendou “pela manutenção das premissas vigentes, no caso de usinas da expansão para as quais não se pode assegurar a priori o mesmo desempenho de usinas existentes”, e a adoção do fator das Res. 440/2011 “para usinas da expansão cujas características técnicas e físicas sejam idênticas as de usinas existentes, localizadas inclusive no mesmo sítio”. 22. Neste momento, cabe um parênteses para manifestar a surpresa com que esta Superintendência recebeu a contribuição do ONS de retornar a representação ao que era utilizado anteriormente, uma vez que o Operador participou de todo o processo da proposta de alteração da representação das usinas não simuladas desde a sua formulação, até a avaliação de seus benefícios e da viabilidade de sua implementação, tendo sido sempre mantido amplo e irrestrito diálogo entre as áreas técnicas das duas instituições e em nenhum momento, nem mesmo na primeira audiência pública que



tratou sobre o assunto, foi feita qualquer crítica à substituição da garantia física por parte do Operador.

23. Por fim, o Operador recomendou “que haja consistência entre as proposições de revisão das portarias que irão determinar as metodologias de cálculo das garantias físicas das usinas eólicas, PCH e biomassa, ora em curso no âmbito do MME, com os procedimentos que deverão ser adotados para considerar a contribuição de energia das usinas da expansão”. 24. Teoricamente, a utilização da garantia física como previsão de geração de um determinado empreendimento é bastante razoável, uma vez que, para pequenas usinas, a garantia física deveria representar exatamente isto: a expectativa média de geração de uma usina; e foi baseado neste fato que a garantia física era utilizada até então para representação nos modelos.

25. Ocorre que, com o aumento da participação deste tipo de fonte, um olhar mais atento foi dirigido para esta representação, que se mostrou inadequada, uma vez que os empreendimentos à medida que entravam em operação comercial, não performavam conforme pressupunham seus empreendedores e o Poder Concedente. Como exemplo, das usinas que possuem garantia física publicada pelo MME, a relação Geração/Garantia Física entre janeiro de 2006 e dezembro de 2010 é de 78,61% para Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH, de 53,52% para termelétricas movidas a biomassa e de 75,56% para eolioelétricas.

26. Não cabe aqui responder: (i) se a garantia física dos empreendimentos não tem refletido a média da geração das usinas por excesso de otimismo dos agentes ao declarar suas disponibilidades de combustível ou informação de vazão e ventos; ou (ii) se este excesso de otimismo se deve à ausência de uma metodologia aprovada de revisão das garantias físicas para termelétricas movidas à biomassa e eolioelétricas; ou (iii) se existe um problema da metodologia adotada para o cálculo daquela variável. No entanto, não podemos nos prender ao fato de que na teoria a garantia física deveria representar algo que não está se verificando, diante da premente necessidade de se planejar corretamente o sistema sob o risco de utilizar em demasiado os recursos no presente e eles faltarem no futuro, ou até mesmo de conter uso do recurso atual e acabar por tê-lo em excesso no futuro.

27. Ainda, se a garantia física que deveria refletir a média da geração dessas usinas não o faz, não há que se rever a forma de representação da geração das usinas nos modelos computacionais, que ressalta-se, era fundamentada simplesmente na expectativa de geração futura com base no histórico verificado, nesse ponto cabe sim rever a forma de cálculo da garantia física.

28. É nosso entendimento que o Operador do sistema elétrico deveria ser o primeiro a questionar a utilização de dados aparentemente desvirtuados da realidade, principalmente, por muitos serem demasiadamente otimistas, o que pode, porventura, colocar em risco o atendimento do sistema.

29. A CCEE, por sua vez, sugere que, no caso de usinas contratadas em ambiente regulado (CCEAR ou CER), que o montante de energia contratado seja utilizado como referência de geração nos modelos, caso estes sejam maior do que o fator calculado conforme metodologia inicial proposta para Res.440/2011.

30. Tal sugestão baseia-se no argumento de que o ambiente regulado possui rígidas cláusulas contratuais no que diz respeito à entrega da energia contratada, o que levaria os agentes a um compromisso “mais firme” de entrega de energia.

31. Uma preocupação com a adoção da representação sugerida pela CCEE é que ela é



estática, ou seja, se porventura as usinas existentes passarem a gerar menos que o contratado, a representação não seria alterada a menos que fosse alterado o comando da resolução. Neste caso, seria preciso manter o monitoramento do atendimento aos contratos para assegurar que há a manutenção do atendimento dos mesmos.

32. Ainda, a proposta encaminhada pela CCEE careceu de números que comprovem que representar o montante contratado no ambiente regulado resultaria em uma expectativa de geração de energia mais próxima da realidade do que resultaria a adoção do fator definido pela Res. 440/2011. Também não foi citada como deve ser feita a sazonalização dos contratos de forma a refletir a sazonalidade da geração inerente de empreendimentos que utilizam as fontes analisadas.

33. Iniciaremos a avaliação da proposta encaminhada pela CCEE pelas usinas movidas à biomassa. A Tabela 2 apresentada a razão entre a Energia Gerada e a Garantia Física para 29 usinas à biomassa não despachadas centralizadamente e sem CVU declarado.

Tabela 2. Relação entre Garantia Física e Energia Gerada de Usinas à Biomassa.

34. Verifica-se que de fato a Garantia Física, para usinas à biomassa, não é o melhor parâmetro a ser adotado na representação da expectativa de geração das usinas não simuladas individualmente nos modelos computacionais por ocasião de a geração medida destas usinas não condizer com a suposta “expectativa de geração” expressada pela Garantia Física calculada. Convém observar que a média das razões “G/GF” apresentadas na Tabela 2 é de 72%. 35. Já na Tabela 3 é apresentada a razão entre Energia Gerada alocada aos CCEARs (ou CERs) e a Energia Contratada por meio dos CCEARs (ou CERs), bem como a razão entre Energia Gerada alocada no ACL e a Energia Disponível para Contratação no ACL (dada pela diferença entre a Garantia Física da usina e sua contratação no ACR) para as usinas à biomassa. Vale observar que a contratação no ACL é realizada por Agente e não por Usina. Assim, preferimos fazer o uso da disponibilidade contratual no ACL, invés da contratação de fato ocorrida neste ambiente.

Tabela 3. Relação entre Energia Gerada alocada aos CCEARs (ou CERs) e a Energia Contratada por meio dos CCEARs (ou CERs) e relação entre Energia Gerada alocada no ACL e a Energia Disponível para Contratação no ACL



Obs: As usinas 27 e 29 não possuem disponibilidade para o ACL.

36. Nota-se que a geração registrada no ACR (CCEAR e CER) tem se mostrado bem aderente à contratação neste ambiente para a maioria das usinas analisadas. Por outro lado, a geração destinada ao ACL não se mostra condizente com a disponibilidade de contratação no ACL, talvez porque esta disponibilidade não esteja sendo contratada integralmente e por isso o agente equivocadamente e por ausência de regulamentação que iniba essa conduta, se sinta desobrigado de gerar, ou talvez porque não existam exigências quanto à entrega da energia neste ambiente. 37. No caso de PCHs, também é notório que a Garantia Física calculada para os empreendimentos não expressa de maneira fidedigna a expectativa média de geração no futuro. Senão, vejamos a aplicação da 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 – MRE. Sinteticamente, a Res. 409/2010 faz uma comparação entre a geração medida e a Garantia Física das PCHs a partir dos registros dos dados na CCEE. Caso a razão entre estas grandezas não atinja os requisitos definidos na resolução, o proprietário é inicialmente notificado pela SRG e, caso na próxima aferição desta razão (considerados os dados apenas a partir de setembro/2010) o requisito continue a não ser atingido, a PCH é excluída do MRE.

38. A Nota Técnica nº 056/2011-SRG/ANEEL apresentou os mais recentes cálculos da geração média de energia elétrica para fins de avaliação da participação de usinas não despachadas centralizadamente no MRE, nos termos da Res. 409/2010. Conforme pode ser verificado em seu item III.4, do universo de 206 PCHs passíveis de análise, 41 foram notificadas ou excluídas do MRE, ou seja cerca de 1/5 de todo o universo analisado. Além disso, cabe mencionar que estas 41 PCHs não atingiram o



requisito estabelecido na Res. 409/2010, o que não significa dizer que as demais PCHs apresentaram uma geração medida próxima às suas respectivas Garantias Físicas.

39. Tanto é verdade o fato de que as PCHs podem não estar gerando conforme sua Garantia Física que até mesmo o Poder Concedente representado pelo Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria MME nº 463, de 3 de dezembro de 2009, a qual define, em seu art. 6º, requisitos de atendimento à Garantia Física para fins de revisão dos seus montantes. Em cumprimento a este dispositivo, verificamos que desde então pelo menos 4 portarias do MME que estabelecem novos montantes de Garantia Física para PCHs foram publicadas, as quais recordamos: Portaria MME nº 1, de 14 de janeiro de 2010, Portaria MME nº 16, de 28 de julho de 2010, Portaria MME nº 1, de 26 de janeiro de 2011 e Portaria MME nº 23, de 19 de julho de 2010, que somadas totalizam 235 comandos de revisão de Garantia Física.

40. Verifica-se, portanto, que a Garantia Física não é o melhor parâmetro a ser considerado para estimar a geração das futuras PCHs, apesar de que, com o passar dos anos, a Garantia Física das PCHs existentes tendem a se aproximar de sua geração por força da aplicação do disposto no art. 6º da Portaria 463/2009, caso seja utilizado o entendimento exarado em parecer da CONJUR do MME que permite em certas situações a redução da garantia física além do limite de 10% estabelecido na legislação.

41. É certo também que a relação entre geração e Garantia Física das PCHs tende a ser muito semelhantes no ACR e no ACL, visto que para ambos os ambientes, os contratos das PCHs são da modalidade por quantidade.

42. Por fim, com relação às usinas eolioelétricas, nenhuma avaliação pode ser feita quanto ao atendimento aos CCEAR e CER, uma vez que o histórico de geração das usinas existentes é proveniente do PROINFA, conforme já mencionado. Ainda, não parece razoável a avaliação separada por ambiente de contratação, uma vez que o agente não possui controle sobre o seu insumo, no caso, o vento. III.4 Da proposta de alteração da Res. 440/2011

III.4.1 Das usinas movidas à biomassa 43. Para implementar o conceito sugerido pela CCEE de representar os montantes contratados como expectativa de geração nos modelos e ao mesmo tempo manter o monitoramento do atendimento dos contratos, propõe-se que o universo das usinas movidas a biomassa futuras seja dividido em dois grupos: (i) compromissos assumidos no ACR (abrange CCEAR e CER) e (ii) disponibilidade de garantia física para contratação no ACL. 44. A proposta é manter a linha adotada pela Res. 440/2011 de utilização de um fator que traduz a efetiva geração que vem ocorrendo nas usinas existentes frente sua capacidade instalada, mas agora separado por ambientes de contratação. Desta forma, existirão fatores por mês, fonte, submercado e ambiente de contratação que seria multiplicado pela capacidade instalada por ambiente de contratação das usinas futuras.

45. Assim, caso as usinas existentes comprometidas com o ACR atendam 100% de seus contratos, será considerado que as usinas futuras também atenderão a totalidade de seus contratos. Caso essa razão se altere, a mudança será automaticamente capturada pelo fator.

46. Esta proposta tem ainda a vantagem de representar, também automaticamente, a sazonalidade da geração obtida de dados efetivamente realizados, separados por submercado.



47. Adicionalmente, como a potência instalada não é segregada por ambiente de contratação, a sugestão é que a potência alocada ao ACR seja calculada de forma proporcional à contratação neste ambiente para cada usina e a diferença entre a potência instalada e essa seja alocada ao ACL.

III.4.2 Das usinas eolioelétricas

48. Por se tratar do principal ponto de questionamento, propõe-se que seja mantida a proposta de utilização do fator, calculada nos moldes da Res. 440/2011, no entanto, que este seja adotado apenas após ser formado um histórico consistente de dados de medição, sendo que até a formação desse histórico deve ser mantida a utilização da garantia física. 49. Neste sentido, a Tabela 5 apresenta a relação de usinas que venderam energia no ambiente de contratação regulado e entrarão em operação até 2013. Como pode ser visto no quadro resumo (Tabela 4), trata-se de um universo de 141 usinas, com potência instalada de 3.853,50 MW, que somadas às já instaladas, é bastante representativo para compor o histórico de formação do fator para usinas eólicas. Assim, propõe-se que na revisão anual de maio de 2014 seja adotado o fator para usinas eólicas.

Tabela 4. Quadro Resumo das usinas eolioelétricas com compromisso de entrega de energia em 2012 e 2013.

Garantia FATORFísica

(MWmédio) CAPACIDADE

Total 3.853,50 1.708,40 0,44

2012 1.805,70 783,10 0,43

2013 2.047,80 925,30 0,45

Potência

(MW)



Tabela 5. Relação das usinas eolioelétricas com compromisso de entrega de energia em 2012 e 2013.

Garantia Fator de ANOFísica

(MWmédio) Capacidade ENTREGA

CAMPO DOS VENTOS II CAMPO DOS VENTOS II Eólica RN NE 30,0 15,0 50,0% 2013

CONS PEDRA DO REINO PEDRA DO REINO III Eólica BA NE 18,0 6,8 37,8% 2013

ENERFIN FAZENDA ROSARIO 2 Eólica RS S 20,0 8,0 40,0% 2013

EOL EURUS I EURUS I Eólica RN NE 30,0 15,5 51,7% 2013

EOL EURUS II EURUS II Eólica RN NE 30,0 15,2 50,7% 2013

EOL EURUS III EURUS III Eólica RN NE 30,0 16,1 53,7% 2013

GESTAMP CABECO PRETO IV Eólica RN NE 19,8 8,4 42,4% 2013

GESTAMP SERRA DE SANTANA I Eólica RN NE 19,8 9,7 49,0% 2013

GESTAMP SERRA DE SANTANA II Eólica RN NE 28,8 13,5 46,9% 2013

GESTAMP SERRA DE SANTANA III Eólica RN NE 28,8 12,7 44,1% 2013

PE CRISTAL CRISTAL Eólica BA NE 30,0 15,7 52,3% 2013

PE CRISTAL PRIMAVERA Eólica BA NE 30,0 16,4 54,7% 2013

PE CRISTAL SAO JUDAS Eólica BA NE 30,0 15,6 52,0% 2013

REN V RENASCENCA V Eólica RN NE 30,0 15,0 50,0% 2013

RENOVA DA PRATA Eólica BA NE 19,5 10,1 51,8% 2013

RENOVA DOS ARACAS Eólica BA NE 30,0 15,5 51,7% 2013

RENOVA MORRAO Eólica BA NE 30,0 16,1 53,7% 2013

RENOVA SERAIMA Eólica BA NE 30,0 17,5 58,3% 2013

RENOVA TANQUE Eólica BA NE 24,0 13,9 57,9% 2013

RENOVA VENTOS DO NORDESTE Eólica BA NE 19,5 10,1 51,8% 2013

ARATUA ARATUA 3 Eólica RN NE 28,8 11,2 38,9% 2013

ASA BRANCA I ASA BRANCA I Eólica RN NE 30,0 13,2 44,0% 2013

ASA BRANCA II ASA BRANCA II Eólica RN NE 30,0 12,8 42,7% 2013

ASA BRANCA III ASA BRANCA III Eólica RN NE 30,0 12,5 41,7% 2013

ASA BRANCA IV ASA BRANCA IV Eólica RN NE 30,0 14 46,7% 2013

ASA BRANCA V ASA BRANCA V Eólica RN NE 30,0 13,7 45,7% 2013

ASA BRANCA VI ASA BRANCA VI Eólica RN NE 30,0 14,4 48,0% 2013

ASA BRANCA VII ASA BRANCA VII Eólica RN NE 30,0 14,3 47,7% 2013

ASA BRANCA VIII ASA BRANCA VIII Eólica RN NE 30,0 13,6 45,3% 2013

BRENNAND PEDRA BRANCA Eólica BA NE 28,8 12,2 42,4% 2013

BRENNAND SAO PEDRO DO LAGO Eólica BA NE 28,8 13,5 46,9% 2013

BRENNAND SETE GAMELEIRAS Eólica BA NE 28,8 12,6 43,8% 2013

CBR COSTA BRANCA Eólica RN NE 20,7 9,8 47,3% 2013

CHESF CASA NOVA Eólica BA NE 180,0 61,4 34,1% 2013

CPE ATLÂNTICA I Eólica RS S 30,0 13,1 43,7% 2013

CPE ATLÂNTICA II Eólica RS S 30,0 12,9 43,0% 2013

CPE ATLÂNTICA IV Eólica RS S 30,0 13 43,3% 2013

CPE ATLÂNTICA V Eólica RS S 30,0 13,7 45,7% 2013

DREEN DREEN BOA VISTA Eólica RN NE 12,6 6,3 50,0% 2013

DREEN DREEN OLHO DAGUA Eólica RN NE 30,0 15,3 51,0% 2013

DREEN DREEN SAO BENTO DO NORTE Eólica RN NE 30,0 14,6 48,7% 2013

DREEN FAROL Eólica RN NE 19,8 10,1 51,0% 2013

ENERFIN OSORIO 3 Eólica RS S 26,0 10,5 40,4% 2013

EOL EURUS IV EURUS IV Eólica RN NE 30,0 13,7 45,7% 2013

IBERDROLA ARIZONA 1 Eólica RN NE 28,0 12,9 46,1% 2013

IBERDROLA CAETITE 2 Eólica BA NE 30,0 11,2 37,3% 2013

IBERDROLA CAETITE 3 Eólica BA NE 30,0 11,2 37,3% 2013

IBERDROLA CALANGO 1 Eólica RN NE 30,0 13,9 46,3% 2013





IBERDROLA MEL 02 Eólica RN NE 20,0 9,8 49,0% 2013

JUR JUREMAS Eólica RN NE 16,1 7,6 47,2% 2013

MAC MACACOS Eólica RN NE 20,7 9,8 47,3% 2013

MORRO DO CHAPEU VENTOS DO MORRO DO CHAPEU Eólica CE NE 30,0 13,1 43,7% 2013

OLEOPLAN PONTAL 2B Eólica RS S 10,8 4,2 38,9% 2013

PARAZINHO VENTOS DO PARAZINHO Eólica CE NE 30,0 14 46,7% 2013

PEP PEDRA PRETA Eólica RN NE 20,7 10,3 49,8% 2013

REB 11 REB CASSINO I Eólica RS S 24,0 8,9 37,1% 2013

REB 11 REB CASSINO II Eólica RS S 21,0 8 38,1% 2013

REB 11 REB CASSINO III Eólica RS S 24,0 9,5 39,6% 2013

REN I RENASCENCA I Eólica RN NE 30,0 14 46,7% 2013

REN II RENASCENCA II Eólica RN NE 30,0 14,2 47,3% 2013

REN III RENASCENCA III Eólica RN NE 30,0 14,1 47,0% 2013

REN IV RENASCENCA IV Eólica RN NE 30,0 14 46,7% 2013

SMG VENTOS DE SAO MIGUEL Eólica RN NE 30,0 12,4 41,3% 2013

VENTO FORMOSO VENTO FORMOSO Eólica CE NE 30,0 13,5 45,0% 2013

VENTOS TIANGUA VENTOS DE TIANGUA Eólica CE NE 30,0 13,1 43,7% 2013

VENTOS TIANGUA NORTE VENTOS DE TIANGUA NORTE Eólica CE NE 30,0 14,1 47,0% 2013

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Vendedor Empreendimento Combustível UF Submercado

Potência

(MW)



ARATUA EOL ARATUA 1 Eólica RN NE 14,4 6,9 47,9% 2012

AREIA BRANCA EOL AREIA BRANCA Eólica RN NE 27,3 11,7 42,9% 2012

CONS ARARAS EOL ARARAS Eólica CE NE 30,0 12,6 42,0% 2012

CONS BURITI EOL BURITI Eólica CE NE 30,0 11,0 36,7% 2012

CONS CAJUCOCO EOL CAJUCOCO Eólica CE NE 30,0 12,0 40,0% 2012

CONS COQUEIRO EOL COQUEIROS Eólica CE NE 27,0 11,6 43,0% 2012

CONS DELTAEOLICA EOL QUIXABA Eólica CE NE 25,2 9,0 35,7% 2012

CONS GARCAS EOL GARCAS Eólica CE NE 30,0 13,2 44,0% 2012

CONS LAGOA SECA EOL LAGOA SECA Eólica CE NE 19,5 8,1 41,5% 2012

CONS MIASSABA EOL MIASSABA 3 Eólica RN NE 50,4 22,8 45,2% 2012

CONS PEDRA DO REINO EOL PEDRA DO REINO Eólica BA NE 30,0 10,8 36,0% 2012

CONS VENTO DO OESTE EOL VENTO DO OESTE Eólica CE NE 19,5 7,8 40,0% 2012

COXILHA NEGRA V EOL COXILHA NEGRA V Eólica RS S 30,0 11,3 37,7% 2012

COXILHA NEGRA VI EOL COXILHA NEGRA VI Eólica RS S 30,0 11,3 37,7% 2012

COXILHA NEGRA VII EOL COXILHA NEGRA VII Eólica RS S 30,0 11,3 37,7% 2012

DESA WIND I EOL MORRO DOS VENTOS I Eólica RN NE 28,8 13,5 46,9% 2012

DESA WIND III EOL MORRO DOS VENTOS III Eólica RN NE 28,8 13,9 48,3% 2012

DESA WIND IV EOL MORRO DOS VENTOS IV Eólica RN NE 28,8 13,7 47,6% 2012

DESA WIND IX EOL MORRO DOS VENTOS IX Eólica RN NE 28,8 14,3 49,7% 2012

DESA WIND VI EOL MORRO DOS VENTOS VI Eólica RN NE 28,8 13,1 45,5% 2012

DESENVIX SA EOL MACAUBAS Eólica BA NE 30 13,4 44,7% 2012

DESENVIX SA EOL NOVO HORIZONTE Eólica BA NE 30 10,9 36,3% 2012

DESENVIX SA EOL SEABRA Eólica BA NE 30 11,3 37,7% 2012

DUNAS DE PARACURU EOL DUNAS DE PARACURU Eólica CE NE 42 19,7 46,9% 2012

ELECNOR ENERFIN EOL FAZENDA ROSARIO Eólica RS S 8 3,2 40,0% 2012

ELECNOR ENERFIN EOL FAZENDA ROSARIO 3 Eólica RS S 14 5,5 39,3% 2012

ELECNOR ENERFIN EOL OSORIO 2 Eólica RS S 24 9,2 38,3% 2012

ELECNOR ENERFIN EOL SANGRADOURO 2 Eólica RS S 26 9,9 38,1% 2012

ELECNOR ENERFIN EOL SANGRADOURO 3 Eólica RS S 24 9,2 38,3% 2012

EMBUACA EOL EMBUACA Eólica CE NE 25,2 11,1 44,0% 2012

ENERGEN EOL BARRA DOS COQUEIROS Eólica SE NE 30 10,5 35,0% 2012

ENERGIO COLONIA EOL COLONIA Eólica CE NE 18,9 8,2 43,4% 2012

ENERGIO ICARAI I EOL ICARAI I Eólica CE NE 27,3 13,0 47,6% 2012

ENERGIO ICARAI II EOL ICARAI II Eólica CE NE 37,8 18,0 47,6% 2012

ENERGIO TAIBA AGUIA EOL TAIBA AGUIA Eólica CE NE 23,1 10,6 45,9% 2012 ENERGIO TAIBA

ANDORINHA EOL TAIBA ANDORINHA Eólica CE NE 14,7 6,5 44,2% 2012

EOLO EOL REI DOS VENTOS 1 Eólica RN NE 48,6 21,8 44,9% 2012

EOLO EOL REI DOS VENTOS 3 Eólica RN NE 48,6 21,0 43,2% 2012

EURUS VI EOL EURUS VI Eólica RN NE 7,2 3,1 43,1% 2012

FAISA I EOL FAISA I Eólica CE NE 25,2 9,3 36,9% 2012

FAISA II EOL FAISA II Eólica CE NE 25,2 9,5 37,7% 2012

FAISA III EOL FAISA III Eólica CE NE 25,2 8,3 32,9% 2012

FAISA IV EOL FAISA IV Eólica CE NE 25,2 8,5 33,7% 2012

FAISA V EOL FAISA V Eólica CE NE 27,3 9,0 33,0% 2012

GESTAMP EOLICA EOL CABECO PRETO Eólica RN NE 19,8 6,5 32,8% 2012

MANGUE SECO 1 EOL USINA DE MANGUE SECO 1 Eólica RN NE 25,2 12,3 48,8% 2012




MAR E TERRA EOL MAR E TERRA Eólica RN NE 23,1 8,3 35,9% 2012

MARTIFER RENOVAVEIS EOL ICARAI Eólica CE NE 14,4 7,8 54,2% 2012

RENOVA ENERGIA EOL ALVORADA Eólica BA NE 7,5 3,9 52,0% 2012

RENOVA ENERGIA EOL CANDIBA Eólica BA NE 9 4,2 46,7% 2012

RENOVA ENERGIA EOL GUANAMBI Eólica BA NE 16,5 8,4 50,9% 2012

RENOVA ENERGIA EOL GUIRAPA Eólica BA NE 27 13,6 50,4% 2012

RENOVA ENERGIA EOL IGAPORA Eólica BA NE 30 13,9 46,3% 2012

RENOVA ENERGIA EOL ILHEUS Eólica BA NE 10,5 5,0 47,6% 2012

RENOVA ENERGIA EOL LICINIO DE ALMEIDA Eólica BA NE 22,5 10,9 48,4% 2012

RENOVA ENERGIA EOL NOSSA SENHORA CONCEICAO Eólica BA NE 24 12,4 51,7% 2012

RENOVA ENERGIA EOL PAJEU DO VENTO Eólica BA NE 24 11,8 49,2% 2012

RENOVA ENERGIA EOL PINDAI Eólica BA NE 22,5 11,0 48,9% 2012

RENOVA ENERGIA EOL PLANALTINA Eólica BA NE 25,5 12,2 47,8% 2012

RENOVA ENERGIA EOL PORTO SEGURO Eólica BA NE 6 2,7 45,0% 2012

RENOVA ENERGIA EOL RIO VERDE Eólica BA NE 30 16,6 55,3% 2012

RENOVA ENERGIA EOL SERRA DO SALTO Eólica BA NE 15 7,4 49,3% 2012

SANTA CLARA I EOL SANTA CLARA I Eólica RN NE 28,8 13,7 47,6% 2012

SANTA CLARA II REN EOL SANTA CLARA II CPFL Eólica RN NE 28,8 12,7 44,1% 2012

SANTA CLARA III EOL SANTA CLARA III Eólica RN NE 28,8 12,5 43,4% 2012

SANTA CLARA IV EOL SANTA CLARA IV Eólica RN NE 28,8 12,3 42,7% 2012

SANTA CLARA V EOL SANTA CLARA V Eólica RN NE 28,8 12,4 43,1% 2012

SANTA CLARA VI EOL SANTA CLARA VI Eólica RN NE 28,8 12,2 42,4% 2012

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Edital nº

003/2

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III.4.3 Das pequenas centrais hidrelétricas

50. Para as PCHs sugerimos que seja mantida a proposta da Res. 440/2011, por já existir histórico consolidado de dados de geração. III.4.4 Das modificações no texto da Res.440/2011

51. Para a adoção desta proposta faz-se necessária a alteração do Art. 3º da Res.440/2011 da seguinte forma:

Art. 3o Para as usinas não simuladas individualmente que não iniciaram a operação comercial, o montante de energia a ser considerado será calculado pela soma de suas potências instaladas multiplicada por um fator calculado pelo ONS.

§ 1o Para usinas hidroelétricas e eolioelétricas, o fator de que trata o caput será

calculado, por mês, fonte e submercado e será dado pela soma da razão entre a média da geração líquida e a média da potência dos últimos cinco anos de cada usina, dividido pelo número de usinas.

§ 2o Caso o conjunto de usinas de um determinado submercado e fonte não

possua um ano completo de histórico apurado, deverá ser utilizada a garantia física, ou variável equivalente, das usinas deste conjunto.

§ 2o Para usinas termelétricas o fator de que trata o caput será calculado, por

mês, fonte, submercado e ambiente de comercialização, e será dado pela soma da razão entre a média da geração líquida e a média da potência dos últimos cinco anos de cada usina alocada a cada ambiente, dividido pelo número de usinas de cada ambiente.

§ 3o Para as usinas de que trata o § 2o, a potência por usina será alocada

proporcionalmente ao seu montante contratado no Ambiente de Contratação Regulada e a sua Disponibilidade para o Ambiente de Contratação Livre.

§ 4o Para fins de aplicação do disposto § 3o, no Ambiente de Contratação

Regulada deverão ser considerados montantes contratados nos leilões de energia elétrica, incluindo os Leilões de Energia de Reserva, e no âmbito do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA.

§ 5o Excepcionalmente para usinas eolioelétricas deverá ser utilizado como

expectativa de geração o valor da garantia física até a última semana operativa do mês de abril de 2014, sendo o fator de que trata o caput aplicado a partir do Programa Mensal de Operação - PMO de maio de 2014.

§ 6o No caso de usinas com menos de 5 anos de operação, serão considerados

no cálculo do fator somente os meses em que a usina esteve em operação.



III.4.5 Dos valores a serem representados 52. A Tabela 6 apresenta por subsistema, os valores em MWmédios a serem representados nos modelos de otimização caso a proposta de alteração contida nesta NT seja aceita. Ressalta-se que esses números foram obtidos preliminarmente, com base no PMO de dezembro de 2011, e se prestam apenas para representar a ordem de grandeza das modificações propostas.

Tabela 6. Valores preliminares da representação proposta.



PCH PCT EOL Total PCH PCT EOL Total

dez/11 172,94 120,57 - 293,51 dez/11 94,37 - 92,51 186,88

jan/12 193,39 63,43 - 256,82 jan/12 105,41 0,16 110,54 216,11

fev/12 240,77 70,26 - 311,03 fev/12 117,29 0,26 104,15 221,70

mar/12 263,75 117,14 - 380,89 mar/12 107,19 0,42 102,50 210,12

abr/12 267,36 249,62 - 516,98 abr/12 106,31 2,15 112,95 221,41

mai/12 270,57 557,58 - 828,15 mai/12 144,66 2,67 126,09 273,42

jun/12 240,08 595,78 - 835,86 jun/12 144,44 2,81 131,47 278,73

jul/12 221,85 687,57 - 909,42 jul/12 162,19 6,62 145,47 314,28

ago/12 204,44 751,35 - 955,79 ago/12 182,58 7,92 168,44 358,95

set/12 195,81 857,73 - 1.053,54 set/12 170,91 8,63 186,90 366,44

out/12 229,64 845,75 - 1.075,39 out/12 188,27 6,55 171,55 366,37

nov/12 277,49 749,42 - 1.026,90 nov/12 174,58 7,56 164,94 347,07

dez/12 320,81 373,28 - 694,09 dez/12 184,56 4,45 151,72 340,72

jan/13 341,65 127,85 - 469,50 jan/13 199,02 0,42 247,12 446,56

fev/13 344,73 154,96 - 499,69 fev/13 193,40 0,68 195,54 389,61

mar/13 351,99 279,12 - 631,11 mar/13 177,81 1,10 213,88 392,80

abr/13 350,91 597,26 - 948,17 abr/13 163,92 5,60 213,55 383,07

mai/13 314,94 817,98 - 1.132,93 mai/13 192,28 6,95 238,87 438,09

jun/13 275,12 838,37 - 1.113,50 jun/13 188,18 7,31 229,15 424,65

jul/13 255,01 933,06 - 1.188,07 jul/13 201,25 6,62 259,74 467,60

ago/13 228,49 1.000,76 - 1.229,25 ago/13 204,89 7,92 266,73 479,55

set/13 212,96 905,58 - 1.118,53 set/13 191,80 8,63 302,77 503,20

out/13 247,64 915,17 - 1.162,81 out/13 211,27 6,55 289,42 507,24

nov/13 299,23 804,17 - 1.103,40 nov/13 195,91 7,56 285,99 489,46

dez/13 332,71 400,22 - 732,94 dez/13 207,11 4,45 274,52 486,07

jan/14 367,85 132,58 - 500,43 jan/14 212,46 0,42 255,99 468,88

fev/14 371,18 161,09 - 532,27 fev/14 196,88 0,68 202,48 400,03

mar/14 378,99 304,34 - 683,33 mar/14 177,81 1,10 373,88 552,80

abr/14 377,82 656,03 - 1.033,85 abr/14 163,92 5,60 355,09 524,61

mai/14 339,10 897,63 - 1.236,73 mai/14 192,28 6,95 430,46 629,68

jun/14 296,23 919,17 - 1.215,39 jun/14 188,18 7,31 453,11 648,61

jul/14 269,57 1.094,90 - 1.364,47 jul/14 201,25 6,62 553,41 761,27

ago/14 241,54 1.173,24 - 1.414,78 ago/14 204,89 7,92 570,18 783,00

set/14 225,12 1.062,58 - 1.287,70 set/14 191,80 8,63 650,97 851,40

out/14 257,10 1.035,87 - 1.292,96 out/14 211,27 6,55 566,12 783,94

nov/14 310,66 908,22 - 1.218,88 nov/14 197,49 7,56 571,69 776,74

dez/14 345,42 452,52 - 797,95 dez/14 208,78 4,45 538,82 752,05

jan/15 386,61 151,47 - 538,09 jan/15 214,18 0,42 487,09 701,70

fev/15 409,04 182,47 - 591,51 fev/15 198,47 0,68 406,48 605,63

mar/15 429,06 327,08 - 756,14 mar/15 179,25 1,10 435,28 615,64

abr/15 427,74 699,72 - 1.127,46 abr/15 165,25 5,60 406,79 577,64

mai/15 383,90 959,73 - 1.343,63 mai/15 193,84 6,95 486,26 687,04

jun/15 335,36 985,07 - 1.320,44 jun/15 189,71 7,31 515,51 712,53

jul/15 305,18 1.112,34 - 1.417,52 jul/15 202,87 6,62 553,41 762,90

ago/15 273,45 1.191,81 - 1.465,26 ago/15 206,55 7,92 570,18 784,65

set/15 254,86 1.079,49 - 1.334,35 set/15 193,35 8,63 650,97 852,95

out/15 291,06 1.052,69 - 1.343,75 out/15 212,98 6,55 566,12 785,65

nov/15 351,70 922,82 - 1.274,52 nov/15 197,49 7,56 571,69 776,74

dez/15 391,06 459,84 - 850,89 dez/15 208,78 4,45 538,82 752,05

Sud

este

/Cen

tro

-Oes

te

Sul



PCH PCT EOL Total PCH PCT EOL Total

dez/11 - 15,19 56,26 71,45 dez/11 - - - -

jan/12 - 14,57 73,95 88,52 jan/12 - - - -

fev/12 - 12,72 80,79 93,51 fev/12 - - - -

mar/12 - 9,08 64,34 73,42 mar/12 - - - -

abr/12 2,88 2,41 76,46 81,75 abr/12 - - - -

mai/12 2,45 0,59 94,89 97,93 mai/12 - - - -

jun/12 2,50 0,31 124,89 127,71 jun/12 - - - -

jul/12 2,52 0,42 154,93 157,87 jul/12 - - - -

ago/12 2,47 2,07 437,88 442,42 ago/12 - - - -

set/12 2,06 14,75 472,72 489,52 set/12 - - - -

out/12 2,03 31,47 478,55 512,05 out/12 - - - -

nov/12 2,33 36,13 424,89 463,36 nov/12 - - - -

dez/12 2,63 31,18 364,56 398,38 dez/12 - - - -

jan/13 2,38 31,18 385,65 419,21 jan/13 - - - -

fev/13 2,18 30,14 454,37 486,70 fev/13 - - - -

mar/13 2,52 26,39 431,86 460,77 mar/13 - - - -

abr/13 2,88 19,22 470,93 493,03 abr/13 - - - -

mai/13 2,45 4,95 655,69 663,09 mai/13 - - - -

jun/13 2,50 1,06 793,51 797,08 jun/13 - - - -

jul/13 2,52 0,39 978,69 981,60 jul/13 - - - -

ago/13 2,47 0,52 1.190,75 1.193,74 ago/13 - - - -

set/13 2,06 4,05 1.406,08 1.412,18 set/13 - - - -

out/13 2,03 14,75 2.175,07 2.191,84 out/13 - - - -

nov/13 2,33 31,47 1.832,43 1.866,24 nov/13 - - - -

dez/13 2,63 36,13 1.599,63 1.638,40 dez/13 - - - -

jan/14 2,38 31,18 1.210,56 1.244,12 jan/14 - - - -

fev/14 2,18 31,18 1.006,51 1.039,87 fev/14 - - - -

mar/14 2,52 30,14 955,27 987,93 mar/14 - - - -

abr/14 2,88 26,39 1.007,33 1.036,60 abr/14 - - - -

mai/14 2,45 19,22 1.341,84 1.363,51 mai/14 - - - -

jun/14 2,50 4,95 1.728,42 1.735,88 jun/14 - - - -

jul/14 2,52 1,06 2.487,31 2.490,89 jul/14 - - - -

ago/14 2,47 0,39 2.857,78 2.860,63 ago/14 - - - -

set/14 2,06 0,52 3.061,50 3.064,07 set/14 - - - -

out/14 2,03 4,05 3.019,17 3.025,24 out/14 - - - -

nov/14 2,33 14,75 2.683,63 2.700,71 nov/14 - - - -

dez/14 2,63 31,47 2.313,53 2.347,64 dez/14 1,93 - - 1,93

jan/15 2,38 36,13 1.762,26 1.800,77 jan/15 1,99 - - 1,99

fev/15 2,18 31,18 1.545,51 1.578,87 fev/15 2,21 - - 2,21

mar/15 2,52 31,18 1.187,47 1.221,17 mar/15 2,21 - - 2,21

abr/15 2,88 30,14 1.232,63 1.265,65 abr/15 2,22 - - 2,22

mai/15 2,45 26,39 1.618,64 1.647,49 mai/15 2,05 - - 2,05

jun/15 2,50 19,22 2.081,82 2.103,55 jun/15 1,91 - - 1,91

jul/15 2,52 4,95 2.487,31 2.494,78 jul/15 1,67 - - 1,67

ago/15 2,47 1,06 2.857,78 2.861,31 ago/15 1,50 - - 1,50

set/15 2,06 0,39 3.061,50 3.063,94 set/15 1,39 - - 1,39

out/15 2,03 0,52 3.019,17 3.021,72 out/15 1,54 - - 1,54

nov/15 2,33 4,05 2.683,63 2.690,01 nov/15 1,75 - - 1,75

dez/15 2,63 14,75 2.313,53 2.330,91 dez/15 1,93 - - 1,93

No

rdes

te

No

rte

53. Já a Figura 3 apresenta uma comparação entre os valores obtidos preliminarmente com a formulação proposta nesta NT e os valores utilizados no PMO de dezembro de 2011. Percebe-se que o maior impacto foi na representação das usinas do subsistema SE/CO, uma vez que este concentra o maior número de biomassas e PCHs do sistema. Os subsistemas Sul e NE permanecem basicamente com os mesmos valores, já que a expansão de seu parque é basicamente composta por usinas eolioelétricas, cuja representação permanece como a atual até maio de 2014.



-

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

3.000,00

3.500,00

de

z/1

1

fev/

12

abr/

12

jun

/12

ago

/12

ou

t/1

2

de

z/1

2

fev/

13

abr/

13

jun

/13

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de

z/1

3

fev/

14

abr/

14

jun

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4

de

z/1

4

fev/

15

abr/

15

jun

/15

ago

/15

ou

t/1

5

de

z/1

5

Sudeste/Centro-Oeste

Proposta SE/CO

PMO SE/CO

Proposta Sul

PMO Sul

Proposta NE

PMO NE

Proposta Norte

PMO Norte

Figura 3. Comparação entre a representação no PMO de dez/11 e a proposta

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 54. A argumentação expressa nesta Nota Técnica é fundamentada nos seguintes instrumentos legais e regulatórios: Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, artigos 2o e 3o, inciso XIX; Decreto no 2.335, de 06 de outubro de 1997, Anexo I, art. 4o; Decreto no 5.081, de 14 de maio de 2004, no art. 1o; Resolução Normativa no 440, de 05 de julho de 2011. V. DA CONCLUSÃO 55. Conclui-se por alterar a representação das usinas não simuladas individualmente que não iniciaram a operação comercial, dividindo o fator, de que trata o Art. 3º da Res. 440/2011 por ambiente de contratação para usinas termelétricas e adiando a adoção do fator das usinas eolioelétricas para maio de 2014, quando já teremos um histórico representativo das usinas eólicas que comercializaram no ambiente regulado (CCEAR e CER).



VI. DA RECOMENDAÇÃO 56. Recomenda-se a Diretoria da ANEEL a alteração da representação das usinas não simuladas individualmente que não iniciaram a operação comercial que trata o Art. 3º da Res. 440/2011, para que sejam utilizadas a partir do PMO de março de 2012.

JULIA SECHI NAZARENO Especialista em Regulação SRG/ANEEL

RAFAEL COSTA RIBEIRO Especialista em Regulação SRG/ANEEL

De acordo

RUI GUILHERME ALTIERI SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração


ANEXO II - RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTES À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 047/2011

CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS

AUTOR TEXTO APROVEITAMENTO JUSTIFICATIVA

ABIAPE

A Resolução Normativa nº 440/2011 “estabelece os critérios para a consideração de usinas não simuladas individualmente nos modelos computacionais de planejamento da operação e formação de preço”. Antes de aprovada, a minuta da resolução foi objeto da Audiência Pública nº 21/2011 (vigente de 27/04 a 27/05 de 2011), com o objetivo de colher subsídios, críticas, sugestões, opiniões, enfim, manifestações não apenas da sociedade brasileira e agentes do setor, como também de instituições relacionadas, tais como ONS, CCEE e MME. Pelo exposto, a ABIAPE manifesta-se contrariamente à alteração da resolução da forma ocorrida, apoiando a aplicabilidade anteriormente apresentada pela ANEEL. Prezamos, sempre, pela clareza de todos os processos em andamento e a estabilidade regulatória no setor.

Parcialmente acatado

Será mantida a aplicação do fator, conforme Res. 440/2011 para as usinas não simuladas individualmente de fonte hídrica. Para usinas termelétricas mostrou-se adequada a proposta de separação por ambiente de contratação, conforme pode ser visto na Tabela 3 do corpo da NT. Para usinas eolioelétricas optou-se por formar um histórico até 2014, de forma a ter um nº representativo de usinas em operação comercial para a formação do fator.

ABRACE

a ABRACE entende que a Agência deveria adotar como um item obrigatório em suas notas técnicas referentes às APs a análise do impacto regulatório que tais mudanças propostas podem trazer para o Setor Elétrico Brasileiro (SEB) e seus agentes. Assim gostaríamos de contribuir neste sentido, solicitando mais informações e a adoção da análise de impacto regulatório por parte da Agência em futuros processos de Audiência Pública para torna-los mais eficientes.

Acatado

ABRACE Com relação à Audiência Pública ANEEL nº 47/2011 e as Notas Técnicas nº 035/2011 e nº 052/2011, entendemos que a proposta


Será mantida a aplicação do fator, conforme Res. 440/2011 para as usinas não simuladas





inicial da Agência por meio da Resolução Normativa 440/2011 é fundamental para representar de forma mais coerente às usinas não simuladas, tanto as que estão em operação comercial quanto às futuras. ... Assim, analisando a proposta da Agência e os resultados desta aplicação através dos gráficos 1 e 2, observa-se que a metodologia da REN 440/2011 aplicada tanto para as usinas em operação quanto para as futuras é suficiente e adequada à atual conjuntura regulatória do SEB. Com relação às usinas futuras não simuladas, entendemos que a metodologia proposta é eficiente, pois utiliza uma janela móvel de 60 meses, atualizada anualmente, e assim torna-se capaz de capturar as evoluções tecnológicas que venham a ocorrer neste período.

individualmente de fonte hídrica. Para usinas termelétricas mostrou-se adequada a proposta de separação por ambiente de contratação, conforme pode ser visto na Tabela 3 do corpo da NT. Para usinas eolioelétricas optou-se por formar um histórico até 2014, de forma a ter um nº representativo de usinas em operação comercial para a formação do fator.

ABRACE

Ainda, visto que a aplicação da Resolução trará impacto ao valor da carga do SIN e consequentemente deverá ensejar a necessidade da revisão das Curvas de Aversão ao Risco (CAR), entendemos que seja oportuno que a Agência avalie abrir o processo de revisão da CAR já para o biênio de 2012/2013, evitando revisar a CAR para os últimos meses deste ano e logo em seguida abrir outro processo para o biênio seguinte.

Não acatado Contribuição já superada por decurso de prazo.

ABRAGET

A aplicação da REN 440 também é cabível para estudos da expansão do sistema elétrico, não tendo sentido a possível consideração de futuros avanços tecnológicos somente para pequenas fontes, pois todos os demais tipos de fontes são presumíveis de sofrerem avanços tecnológicos.

Não acatado Não é este o objetivo da AP pois a Aneel não tem competência para regular estudos da expansão do sistema





Ao se considerar a proposta de contemplar avanços tecnológicos somente para pequenas fontes, o planejamento da expansão estaria ferindo a isonomia da expansão das demais fontes. Outro fato é o de que a REN 440 tem como base a substituição de expectativas eventualmente otimistas por outras mais realistas, com base na experiência passada. Nesse caso, a evolução tecnológica não é antídoto contra o eventual otimismo das expectativas. A experiência passada de otimismo das estimativas em relação à produção de energia no caso de usinas fora do despacho centralizado, pode tanto existir para tecnologias mais tradicionais como repetir-se para tecnologias novas, uma vez que as estimativas de produção em geral já incorporam a melhoria tecnológica.

CCEE

Incluir § 4º, conforme abaixo: Art. 2º. (...) § 4º Até o dia 20 de março de cada ano, a ANEEL deverá informar à CCEE os valores de geração de que trata o parágrafo 2º deste artigo. Necessário para a CCEE atender o prazo estipulado no § 1º do artigo em tela.

Não acatado Todos os dados serão encaminhados em tempo para a CCEE. Não há necessidade de inclusão da data na resolução.

CCEE

Alterar a redação do art. 3º: Art. 3º Para as usinas não simuladas individualmente que não iniciaram sua operação comercial, o montante de energia a ser considerado será calculado pelo maior valor entre a contratação por meio de Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente


Foi acatada a proposta de representação dos contratos para usinas movidas a biomassa, sendo, no entanto, tais contratos refletidos no fator separado por ambiente de contratação, conforme descrito no item III.4 desta NT.





Regulado - CCEAR ou Contrato de Energia de Reserva - CER e a soma de suas potências instaladas multiplicada por um fator calculado pelo ONS. Esta proposta está fundamentada nas rígidas cláusulas contratuais dos CCEAR e CER no que diz respeito à entrega da energia contratada.

EDP Energias do Brasil

A EDP propõe que dos critérios hoje utilizados para a previsão da geração das usinas não simuladas individualmente nos modelos computacionais, considere-se para novas usinas a energia vendida nos leilões de energia nova, ou seja, a utilização da Garantia Física. Para as demais usinas novas, ressalta-se a necessidade de uma metodologia cientificamente consagrada, utilizando informações de unidades geradoras fisicamente próximas das que serão construídas, a fim de que haja maior confiabilidade à operação do sistema. Nestes casos, estudos de correlação e extrapolação, considerando as evoluções tecnológicas devem ser utilizados. Na ausência de tal metodologia, sugere-se que para as usinas novas cuja energia seja destinada ao ACL, sejam adotados os mesmos critérios das usinas que venderam nos Leilões, ou seja, que se calcule sua Garantia Física validada por empresa certificada pela ANEEL, que se responsabilize pelos valores resultantes. O intuito da proposta é manter a aderência da geração futura com os cálculos de garantia física validados pelos órgãos competentes para os leilões de energia nova e, no caso das demais usinas que

Não acatado Ver parágrafos 20 à 27, 34, 37 a 40 desta NT.





não possuem Garantia Física, que haja uma maior proximidade com a realidade. Entende-se que os empreendedores que venderam energia nesses leilões assumiram compromissos firmes de geração e possuem empresas terceiras e competentes que validaram todos os parâmetros para esse cálculo, estando sujeitas a penalidades por falta no cumprimento de suas obrigações. Além disso, dada a importância de se considerar a geração nos modelos computacionais de novas usinas que não venderam nos leilões, entende-se ser de extrema relevância a realização exaustiva de estudos, alcançando uma evolução metodológica, sobre a melhor forma de representação de geração física por fonte e tecnologia de cada novo empreendimento.

ONS

Em relação à energia para expansão, o ONS considera que o método constante da REN 440/2011 não seja o mais adequado, já que o desempenho das instalações futuras muito provavelmente será distinto daquele relativo às instalações existentes. Exceção pode ser feita para usinas da expansão cujas características técnicas e físicas sejam idênticas as de usinas existentes, localizadas inclusive no mesmo sítio. No caso de usinas da expansão para as quais não se pode assegurar a priori o mesmo desempenho de usinas existentes, recomenda-se pela manutenção das premissas vigentes. Após sua entrada em operação comercial aplicar a metodologia aprovada

Não acatado Ver parágrafos 20 à 27, 34, 37 a 40 desta NT.





pelo Despacho 3526 (usinas existentes). ONS recomenda que haja consistência entre as proposições de revisão das portarias que irão determinar as metodologias de cálculo das garantias físicas das usinas eólicas, PCH e biomassa, ora em curso no âmbito do MME, com os procedimentos que deverão ser adotados para considerar a contribuição de energia das usinas da expansão. É nosso entendimento de que esse assunto precisa ser aprofundado em continuação ao processo que está em andamento no âmbito da CPAMP. Outrossim, o ONS enfatiza que, na determinação da metodologia para consideração da produção de energia das usinas da expansão (eólicas, biomassa e PCH) deve se levar em conta as características específicas das fontes para aplicação da metodologia. Com relação ao parágrafo anterior, o ONS recomenda que as especificidades das fontes renováveis devam ser levadas em conta na determinação da contribuição energética inclusive para as usinas existentes, também guardando coerência com a forma como se determinam as respectivas garantias físicas destas fontes.

UNICA

Parágrafo único. A forma de calcular o fator estabelecido no caput, quando necessário, deverá considerar as especificidades de centrais térmicas cogeradoras cuja energia elétrica gerada destina-se para consumo próprio no processo industrial associado e/ou comercialização do excedente produzido. Considerando que centrais cogeradoras, como aquelas que utilizam a biomassa da cana-de-açúcar, foram classificadas na categoria

Não Acatado A representação proposta deve levar em conta a energia liquida entregue pelas usinas, uma vez que o que se procura é representar o quanto essas usinas auxiliam o sistema. Dessa forma, o fator não procura avaliar a eficiência de produção de uma usina, mas apenas a proporção de sua potência que é





termelétrica, sem especificação a priori, há que se avaliar a correção da fórmula do fator calculado pelo ONS caso se misture na categoria supracitada a geração de centrais termelétricas convencionais com a geração de centrais cogeradoras, cuja parcela de consumo próprio é extremamente significativa. Por fim, salienta-se que, quando da divulgação do fator calculado pelo ONS, há necessidade de se mencionar em destaque que tal fator não se presta a avaliar a eficiência de produção de energia de usinas, sobretudo aquelas que, num processo de cogeração, utilizem biomassa da cana-de-açúcar, pois se deve considerar o papel do consumo próprio industrial na geração total. A título ilustrativo da questão, a tabela a seguir apresenta a geração de energia elétrica total do setor sucroenergético, para o ano de2010, quando a parcela associada ao consumo industrial foi da ordem de 53%, conforme mostram dados apresentados pelo Ministério de Minas e Energia.

entregue ao sistema.

nota técnica no 006/2012-srg /aneel · quanto à representação de usinas não simuladas...

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