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São Paulo, 23 de outubro de 2007. À ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica SGAN – Quadra 603 – Módulo I – Térreo CEP 70.830-030, Brasília – DF Email: ap037_2007@aneel.gov.br Ref.: Consulta Pública 037/2007 – Regras de Comercialização Versão 2008.

Prezado(a) senhor(a): O Grupo Energias do Brasil apresenta neste documento suas contribuições à Audiência

Pública ANEEL 037/2007 – Regras de Comercialização versão 2008. De forma

resumida, as contribuições organizadas nas próximas seções tratam dos seguintes

assuntos:

• Garantia Física de UTE´s com Venda em Contratos por Disponibilidade;

• Convenção de Comercialização e Prerrogativas Contratuais;

• Incentivo à Elevação da Disponibilidade Observada;

• Lastro de Venda das Usinas a Biomassa;

• Horizonte de Aplicação de Penalidades por Insuficiência de Lastro de Venda;

• Excedente Financeiro;

• Tratamento dos Contratos Oriundos dos Leilões de Ajuste;

• Formação do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD;

• MCSD Ex-Post;

• Energia Assegurada;

• Ajuste Contabilização e Recontabilização.

Sem mais, agradecemos pela oportunidade e colocamo-nos à disposição para

quaisquer esclarecimentos.

Atenciosamente,

José Simões Neto Diretor de Regulação

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1 Garantia Física de UTE´s com Venda em Contratos por Disponibilidade

Até dezembro de 2007, a regulação vigente prevê que a Garantia Física – GF de

uma Usina Termoelétrica equivale à sua disponibilidade:

( ) ( )IPTEIFFCPOTGFMÀXEF −⋅−⋅⋅= 11

Sendo: - GF: Garantia Física, em MWm; - POTEF: Potência Efetiva da usina, em MW; - FCMÁX: Fator de Capacidade Máxima, em %; - TEIF: Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada, em %; - IP: Índice de Indisponibilidade Programada, em %.

Neste contexto, a máxima energia que a usina pode vender é sua Garantia Física

referida ao Centro de Gravidade. Porém, quando a usina é despachada, sua Geração

Efetiva é a sua potência subtraída de seu consumo interno, o que normalmente é

superior à Garantia Física. Assim, quando a usina está despachada, utilizam-se

variáveis instantâneas: potência e consumo interno; quando a usina não está

despachada, utilizam-se variáveis de mais longo prazo para calcular a garantia física

(geração esperada).

Para exemplificar esta situação, recorre-se à Figura 1, em que uma usina de

POTEF = 100MW, FCMÁX = 100%, TEIF+IP = 10%, Consumo Interno CI = 20MW e

XP_GLF (Perda até o Centro de Gravidade) = 97%. Esta usina teria uma Garantia

Física GF = 90MWm e poderia realizar venda de sua Geração no Centro de Gravidade,

GCG = 78MWm, que é a energia que ela disponibiliza efetivamente ao Sistema.

100 100

10

80 78

POTEF GTEIF+IP

GL GCG

90

GF

20

CI

Figura 1 – Despacho e Garantia Física de uma UTE até Dezembro de 2007.

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A Portaria MME 303/2004 define, a partir de janeiro de 2008, valores de

Garantia Física para as usinas termoelétricas que não refletem a operação esperada da

usina, mas sim uma ponderação do Custo Marginal de Operação pela Geração em

condições simuladas. Conceitualmente, a Garantia Física passa a refletir a

“contribuição” da usina para o Sistema Interligado Nacional: uma usina barata,

despachada frequentemente, passa a ter uma Garantia Física elevada, enquanto uma

usina cara, despachada raramente, passa a ter uma Garantia Física relativamente

menor. Em outras palavras, a Garantia Física passou a ser um conceito econômico e

não mais puramente físico, relacionado à capacidade de geração da planta.

Da forma como proposta, a Regra de Comercialização para os Contratos por

Disponibilidade “mistura” os conceitos de geração instantânea e de geração de mais

longo prazo, ao subtrair da Garantia Física (grandeza econômica) o consumo interno

(grandeza instantânea) em sua integridade. Para exemplificar esta situação, utiliza-se

a Figura 2, com a mesma usina do exemplo anterior, porém com uma Garantia Física

de 50MWm, calculada pela Metodologia da Portaria MME 303/2004. Observa-se que a

usina é a mesma, com mesmo TEIF+IP, mesma Geração Efetiva G, mesmo Consumo

Interno CI, mesma Geração Líquida GL e mesma Geração no Centro de Gravidade GCG.

No entanto, a Regra Proposta pela CCEE determina no item CD.2.5 que, para efeitos

de comprovação de lastro, a Garantia Física seja subtraída do Consumo Interno.

Assim, embora a usina disponibilize, quando despachada, 78MW no Centro de

Gravidade, ela poderá vender no máximo 30MWm (50MWm de Garantia Física

subtraído do Consumo Interno de 20MWm).

100 100

10

80 78

POTEF GTEIF+IP

GL GCG

50

GF

20

CI

Figura 2 – Despacho e Garantia Física de uma UTE a partir de Janeiro de 2008.

Esta inconsistência deve-se à diferença de conceito entre a Garantia Física

calculada até dezembro de 2007 e a Garantia Física calculada a partir de 2008. Até

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dezembro de 2007, as variáveis envolvidas eram todas de natureza instantânea, uma

vez que se consideravam o quanto a usina poderia de fato gerar. A partir de janeiro de

2008, a Garantia Física passa a considerar uma geração média ponderada de Custo

Marginal de Operação por Geração Efetiva; logo, o Consumo Interno a ser considerado

tem que ser adaptado para se adequar a esta nova situação.

No nosso entendimento, dada a diferença conceitual, o mais correto seria a

Portaria MME 303/2004 considerar, em seus cálculos, o consumo interno das usinas,

de forma que a Garantia Física resultante não necessite de desconto posterior. No

extremo, se a usina do exemplo tivesse um Custo Variável Unitário relativamente

baixo, mesmo possuindo 100MW de potência e consumo interno de 20MW, ela poderia

ter uma Garantia Física de 90MW, igual à sua disponibilidade, o que tornaria incorreto

o desconto do Consumo Interno no cálculo de seu lastro para venda.

Enquanto isso não ocorre, acreditamos ser necessário utilizar conceito

consistente à solução definitiva na Regra de Comercialização. Uma forma de realizar

esta tarefa seria considerar duas situações: (i) Usina Despachada e (ii) Usina Não-

Despachada. Na situação (i) a Garantia Física corresponderia à Geração Líquida no

Centro de Gravidade; na situação (ii) a Garantia Física seria descontada de um

Consumo Interno que reflete as condições de operação, do despacho médio da usina

nos últimos 60 meses. Por exemplo, se a usina citada fosse despachada uma vez por

ano, seu consumo interno a ser subtraído da Garantia Física seria 20MW dividido por

12; se ela fosse despachada todo mês, seu consumo interno seria integral. Este critério

torna a dimensão temporal das variáveis envolvidas consistente. Se alguém perguntar

ao Agente de Geração quanto ele assegura de energia no ano, ele responderá

50MWm; se a pergunta for relativa ao consumo interno, ele não responderá 20MWm,

mas sim a média de consumo interno anual.

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2 Convenção de Comercialização e Prerrogativas Contratuais

O item 1.3.11 das Regras para os CCEARs por Disponibilidade determina que a

sazonalização das energias contratadas será feita de forma uniforme ao longo do ano,

sazonalização FLAT, e a modulação será calculada Ex-post conforme a carga realizada

do Distribuidor.

A Convenção de Comercialização, anexa à Resolução ANEEL nº 109/2007,

determina no art. 44 – item IV - que a sazonalização de um CCEAR deverá ser

realizada mediante acordo entre as partes e, caso não seja efetuada nos prazos

previstos nos Procedimentos de Comercialização, deverá ser feita seguindo o perfil do

SIMPLES. Não há previsão na regulamentação vigente de nenhuma distinção entre a

sazonalização de CCEARs por Quantidade e por Disponibilidade.

O item V.(a) da Convenção determina que a modulação dos CCEARs por

Disponibilidade possuirá o perfil da energia alocada (se hidrelétrica) ou gerada (se

termelétrica) da usina associada ao CCEAR, não citando em nenhum momento a

utilização do perfil de carga do Agente de Distribuição.

O item V.(b) da Convenção determina que a modulação dos CCEARs por

quantidade possua o perfil da carga Remanescente do Agente de Distribuição, pois se

trata da última possibilidade dos Agentes de Distribuição adequarem seus contratos

aos seus perfis de carga, uma vez que nem o Contrato de Itaipu, nem o PROINFA e

nem os CCEARs por Disponibilidade consideram o consumo da distribuidora em suas

alocações.

Assim, para que a Convenção de Comercialização seja respeitada, propomos:

(i) Sazonalização dos CCEARs por disponibilidade a partir de negociação

entre as partes; na inexistência de acordo, utilização do perfil do

SIMPLES.

(ii) Modulação dos CCEARs por disponibilidade de acordo com o perfil de

geração; na inexistência de geração, modulação FLAT.

(iii) Sazonalização dos CCEARs por quantidade a partir de negociação entre

as partes; na inexistência de acordo, utilização do perfil do SIMPLES (já

é realizado desta forma; repetimos apenas para deixar explícita a

simetria necessária entre os CCEARs por quantidade e por

disponibilidade).

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(iv) Modulação dos CCEARs por quantidade de acordo com a Carga

Remanescente (já é realizado desta forma; repetimos apenas para

deixar explícita a simetria necessária entre os CCEARs por quantidade e

por disponibilidade).

Propomos que as Regras de Comercialização Versão 2008 sejam adequadas para

cumprir o que está estabelecido na Convenção de Comercialização, acordada entre

todos os Agentes setoriais.

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3 Incentivo à Elevação da Disponibilidade Observada

No cálculo de lastro das usinas termoelétricas e na redução da energia

assegurada de usinas hidroelétricas, é sempre realizada a comparação entre as

disponibilidades verificadas e declaradas, determinando o cálculo do Fator de

Disponibilidade da usina, FIDpm:

=

pm

pmpm REFID

IDFID

_;1min

Da forma proposta, cada usina possui um Fator de Disponibilidade (observe o

índice p) em cada mês, sempre limitado ao valor unitário.

No nosso entendimento, esta modelagem pune os Agentes de Geração

proprietários de usinas que se mostram indisponíveis além do Índice de Referência

(IDpm < ID_REFpm), porém não incentiva de forma alguma a apresentação de

disponibilidade superior ao Índice de Referência.

Propomos que as Regras de Comercialização Versão 2008 sejam alteradas para

transformar o Fator de Disponibilidade em um sinalizador de incentivo à disponibilidade

superior à de referência. Esta transformação poderia ser realizada através de duas

medidas:

(i) Transformar o FID em um índice por Agente de Geração, ao invés de um

índice por usina. Isso faria com que eventuais indisponibilidades em uma

usina pudessem ser compensadas por disponibilidades superiores à de

referência em outras plantas, todas de propriedade do mesmo Agente de

Geração e sempre se observando, obviamente, as diferentes capacidades

das plantas.

(ii) Retirar a restrição que limita o FID ao valor unitário, permitindo que

Agentes de Geração que apresentam disponibilidade superior à de

Referência tenham maior alocação de energia, compensando o fato de

contribuírem em montantes superiores ao esperado para o atendimento à

carga do Sistema Interligado Nacional.

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4 Lastro de Venda das Usinas a Biomassa

As Regras de Comercialização para os Contratos CCEAR por disponibilidade,

aprovadas pela Resolução Normativa nº 223 de 20 de junho de 2006, trazem no item

1.3.10 que “exclusivamente para Usinas térmicas a Biomassa, a insuficiência de lastro

será calculada com base na geração verificada de cada ano civil e apurada no mês de

janeiro do ano subseqüente”.

Esta premissa, também incorporada na Regra de Comercialização - Versão 2008,

objeto desta Audiência Pública, tem como base a Nota Técnica nº 105/2006 –

SEM/ANEEL, notadamente a análise contida no item III.4. - Tratamento da

Indisponibilidade da Geração a Biomassa, integralmente transcrito a seguir:

Conforme observado no item III.4. da Nota Técnica nº 105/2006, a ANEEL

entende que a geração de energia elétrica de fontes de biomassa é sazonal e sofre

impactos no período de entressafra, o que pode comprometer a sua garantia física.

Além disto, a referida Nota Técnica conclui que, devido à existência de eventos não-

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programados e não gerenciáveis, o lastro das UTEs a biomassa, na hipótese de venda

de contratos no ACR, deve ser calculado com base no ano civil, podendo inclusive ser

recomposto com geração dos meses de janeiro e fevereiro do ano seguinte, com o

intuito de mitigar os riscos dessa fonte de geração.

Caso uma UTE a biomassa decida vender sua energia no ACL (ou vender parte

no ACR e parte no ACL), a parcela destinada ao ACL terá o seu lastro calculado com

base no critério da média móvel, como se o simples fato de vender no ACL eliminasse

por completo as “...especificidades dessa fonte ..., por exemplo, a sazonalidade

da geração de energia a partir da biomassa..., ... a ocorrência de eventos não

programados, que caracterizem indisponibilidade da geração, pode sujeitar

esses agentes a riscos não gerenciáveis, principalmente se tais eventos

ocorrerem no final do período de safra”. A proposta que distingue a parcela

contratada no ACR (ano civil) daquela comercializada no ACL (média móvel), para

efeito do cálculo do lastro, não condiz com a premissa adotada pela própria ANEEL,

que destaca a necessidade de implantação de mecanismos para mitigação dos riscos

da redução da energia gerada nos períodos da entressafra, conforme Nota Técnica nº

105/2006.

A aferição pela média móvel dos últimos doze meses obriga na prática que a

UTE a biomassa mantenha a sazonalidade de seu lastro físico imutável ao longo do

tempo ou mesmo que mantenha mês a mês 100% de lastro para seus contratos de

venda. Tal obrigatoriedade não é condizente com a sazonalidade de produção dessa

fonte, tampouco com a oferta restrita de contratos bilaterais de fontes incentivadas

para uma eventual falta de lastro (causada, por exemplo, pela entressafra). Disso,

decorre que este gerador, ao vender no ACL, poderá ser punido frequentemente sem

ter a oportunidade de mitigar possíveis falhas operacionais ou insuficiências de lastro

físico por eventos não gerenciáveis, como observado na Nota Técnica da própria

ANEEL.

As figuras seguintes ilustram a instabilidade comercial e a discriminação

indevida por conta da venda no ACL ou ACR.

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Jan-07 Dez-07

• Geração anual = venda anual• Não existe penalidade por lastro

Jan-08 Dez-08

Biomassa vendendo no ACR com efeitos da entressafra em cada ano:

Jan-07 Dez-07

• Geração anual = venda anual• Não existe penalidade por lastro

Jan-08 Dez-08

Biomassa vendendo no ACR com efeitos da entressafra em cada ano:

Figura 3 – Usinas a biomassa com Venda somente no ACR.

Jan-07 Dez-07 Jan-08 Dez-08

Biomassa vendendo no ACL com efeitos da entressafra em cada ano:

• Geração anual = venda anual• Necessidade de compra de contrato para não ser penalizado

Jan-07 Dez-07 Jan-08 Dez-08

Biomassa vendendo no ACL com efeitos da entressafra em cada ano:

• Geração anual = venda anual• Necessidade de compra de contrato para não ser penalizado • Geração anual = venda anual• Necessidade de compra de contrato para não ser penalizado

Figura 4 – Usina a biomassa com Venda somente no ACR (azul) e Usina a Biomassa com Venda no ACL (verde).

Como se pode observar nas figuras anteriores, as usinas venderam a mesma

quantidade de contratos e tiveram volume e perfil de geração idênticos. A usina que

optou por vender no ACL foi obrigada a comprar contratos de energia para evitar uma

penalidade por falta de lastro devido à sazonalidade imposta pela entressafra. Já a

usina que vendeu no ACR, que sofreu a mesma sazonalidade, não precisou comprar

contratos.

Propomos que a aferição do lastro de venda seja adequada às características

inerentes à fonte geradora, sem discriminação quanto ao ambiente de comercialização.

A Regra de Comercialização, na forma proposta por meio desta Audiência

Pública, assegura à UTE a Biomassa mecanismos para mitigação dos riscos decorrentes

de seu processo produtivo somente se a venda ocorrer no ACR. Caso contrário, sendo

a venda realizada no ACL, a única saída é a complementação da geração através de

contratos bilaterais de fontes incentivadas. A opção de venda de um gerador deve

estar baseada em aspectos de ordem econômica, e não em uma diferenciação da

Regra de Comercialização entre os ambientes regulado e livre. Todavia, o tratamento

não isonômico ora proposto pode resultar no direcionamento da comercialização das

UTEs a Biomassa preferencialmente para o ACR, contribuindo para a instabilidade

comercial do ACL.

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A eliminação da instabilidade mencionada, por meio da aplicação da mesma

regra de ano civil no cálculo do lastro das UTEs a Biomassa que vendam sua energia

no ACL, deve ser estendida aos adquirentes dessa energia: comercializadoras,

consumidores livres e especiais. Isto porque, caso o lastro na venda considere o ano

civil e o lastro na compra considere a média móvel – como hoje é feito para tais

agentes – haverá um desencontro entre a sazonalização da geração e os contratos de

venda, provocando uma distorção que inviabilizará a comercialização no ACL.

Diante disso, propõe-se que as Regras de Comercialização sejam revistas para

considerar a aferição de lastro físico da energia comercializada no ACL com base no

critério do ano civil, de modo que os geradores, comercializadores, consumidores livres

e consumidores especiais possam elaborar uma estratégia anual de manutenção de

lastro físico para 100% de seus contratos de compra e venda. Essa medida afasta o

tratamento não isonômico, elimina o privilégio da venda no ACR e mitiga a

instabilidade comercial do ACL.

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5 Horizonte de Aplicação de Penalidades por Insuficiência de Lastro de Venda

A energia assegurada das fontes hidráulicas é definida em base anual e sua

sazonalização nada mais é do que um processo matemático para a discretização

mensal do montante anual total.

A Garantia Física é calculada com base na energia assegurada sazonalizada para

o ano civil mais contratos de compra. Já a Penalidade por Insuficiência de Lastro de

Venda para os agentes das categorias geração e comercialização é calculada com base

no critério de média móvel. Disso decorre que a Regra de Comercialização vigente

mistura o perfil da sazonalização da energia assegurada de um ano para o outro, o que

é incompatível. Esse fato é agravado quando o gerador vende para o ACR e ACL,

introduzindo no processo de sazonalização de energia assegurada um risco não

gerenciável, uma vez que tal sazonalização sofre os efeitos da variação do perfil de

consumo, que pode ser modificado ano a ano.

Por outro lado, caso somente o gerador tenha o seu cálculo da Penalidade de

Lastro de Venda alterado para o ano civil, compatibilizando com a regra proposta para

as distribuidoras, o descasamento entre a sazonalização da energia assegurada e os

contratos de venda continua ocorrendo nas hipóteses em que tal gerador comercializa

energia elétrica com comercializadores e/ou consumidores livres.

A Figura 5 ilustra a incompatibilidade da situação, na qual os agentes possuem

critérios distintos para o cálculo da sua penalidade por insuficiência de lastro.

Com base no exposto, propõe-se que a Penalidade por Lastro de Venda seja

calculada com referência nos doze meses do ano civil para todos os agentes

(geradores, comercializadores, consumidores livres e especiais).

Em resumo, o critério da média móvel ou ano civil só tem fundamento se todos

os Agentes (sem distinção) tiverem o mesmo tratamento, ou seja, todos no critério

média móvel ou todos no critério ano civil.

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GeradorPIE

venda

Comercializador

venda

Distribuidor

Energia Assegurada sazonalizada com base nos contratos de vendapara o ano civil.

Penalidade de lastro calculada como sendo média móvel.

Penalidade média móvelPenalidade ano civil

Consumidor Livre

ACR ACL

Contratos de comprasazonalizados com basena previsão de consumo do ano civil

Contratos de comprasazonalizados com basena previsão de consumo do ano civil

venda venda

GeradorPIE

venda

Comercializador

venda

Distribuidor

Energia Assegurada sazonalizada com base nos contratos de vendapara o ano civil.

Penalidade de lastro calculada como sendo média móvel.

Energia Assegurada sazonalizada com base nos contratos de vendapara o ano civil.

Penalidade de lastro calculada como sendo média móvel.

Penalidade média móvelPenalidade ano civil

Consumidor Livre

ACR ACL

Contratos de comprasazonalizados com basena previsão de consumo do ano civil

Contratos de comprasazonalizados com basena previsão de consumo do ano civil

Contratos de comprasazonalizados com basena previsão de consumo do ano civil

Contratos de comprasazonalizados com basena previsão de consumo do ano civil

venda venda

Figura 5 – Assimetria entre os Horizontes de Aplicação de Penalidade no ACR e no ACL.

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6 Excedente Financeiro

O Módulo 5 das Regras de Comercialização trata do Excedente Financeiro do

MRE (Mecanismo de Realocação de Energia) e das Exposições Financeiras dos CCEARs

(Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado. Em ambos os casos, os

volumes financeiros tratados por estas Regras originam-se de exposições de volumes

de energia em submercados com diferentes PLD, de forma completamente não-

gerenciável pelos Agentes: as exposições do MRE dependem do despacho realizado

pelo ONS, enquanto as exposições dos CCEARs dependem das demandas das

distribuidoras e das ofertas dos geradores vencedores dos Leilões do ACR.

Embora todas estas exposições ocorram de forma alheia à vontade dos Agentes,

é notável o tratamento diferenciado dados a estas duas exposições, também ilustrado

na Figura 6:

(i) Para as Exposições Financeiras dos CCEARs, se em um mês há

superávit de recursos (exposições positivas superiores às negativas),

os valores financeiros são imediatamente entregues às Distribuidoras,

que depois repassam o benefício aos consumidores cativos; por outro

lado, se em um mês há déficit de recursos, os valores financeiros são

pagos pelas Distribuidoras, que depois repassam o custo aos

consumidores cativos. Observa-se assim uma perfeita simetria, sendo

todo o ônus ou bônus decorrente das Exposições Financeiras dos

CCEARs inteiramente assumidos pelo consumidor final.

(ii) Para o Excedente Financeiro do MRE, tal simetria não é observada.

Quando há déficit de recursos (exposições negativas superiores às

positivas), os valores financeiros são completamente pagos pelos

Agentes de Geração; no entanto, quando há superávit de recursos,

estes valores acabam sendo utilizados para minimizar o pagamento

dos consumidores finais devido aos Encargos de Serviços do Sistema –

ESS, ou mesmo para custear um fundo para este tipo de despesa que

beneficia futuramente os consumidores. Observa-se assim uma

assimetria, sendo o ônus pago pelos Agentes de Geração, enquanto o

bônus causado pelo mesmo efeito é usufruído pelo consumidor final.

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Exposição Financeira CCEARExposição Financeira CCEAR Excedente Financeiro MREExcedente Financeiro MRE

OrigemOrigem

Déficit de RecursosDéficit de Recursos

Superávit de RecursosSuperávit de Recursos

Diferença de Preços entre Submercados devido aos CCEARs registrados no

submercado do Agente Vendedor

Diferença de Preços entre Submercados devido à alocação

de energia determinada pelo MRE

Déficits alocados imediatamente aos Agentes de Distribuição,

sendo posteriormente repassados ao Consumidor Final

Déficits alocados aos Agentes de Geração, sem nenhum

mecanismo de repasse ao Consumidor Final

Superávits alocados imediatamente aos Agentes de

Distribuição, sendo posteriormente repassados ao

Consumidor Final

Superávit alocado aos Agentes de Geração, sendo parcela

remanescente utilizada para reduzir Encargos de Serviços do

Sistema

Critérios Simétricos Critérios Assimétricos

Origens Alheias à Vontade dos Agentes

Exposição Financeira CCEARExposição Financeira CCEAR Excedente Financeiro MREExcedente Financeiro MRE

OrigemOrigem

Déficit de RecursosDéficit de Recursos

Superávit de RecursosSuperávit de Recursos

Diferença de Preços entre Submercados devido aos CCEARs registrados no

submercado do Agente Vendedor

Diferença de Preços entre Submercados devido à alocação

de energia determinada pelo MRE

Déficits alocados imediatamente aos Agentes de Distribuição,

sendo posteriormente repassados ao Consumidor Final

Déficits alocados aos Agentes de Geração, sem nenhum

mecanismo de repasse ao Consumidor Final

Superávits alocados imediatamente aos Agentes de

Distribuição, sendo posteriormente repassados ao

Consumidor Final

Superávit alocado aos Agentes de Geração, sendo parcela

remanescente utilizada para reduzir Encargos de Serviços do

Sistema

Critérios Simétricos Critérios Assimétricos

Origens Alheias à Vontade dos Agentes

Figura 6 – Tratamento da Exposição Financeira dos CCEARs e do MRE.

Para eliminar esta distorção propomos que uma das duas situações seja prevista

nas Regras de Comercialização Versão 2008: ou todo o risco dos Agentes de Geração é

eliminado, sendo Excedentes Financeiros do MRE positivos ou negativos

completamente assumidos pelo consumidor final, ou todo o risco do Excedente

Financeiro é atribuído aos Agentes de Geração.

A única situação insustentável é a atual, em que os Agentes de Geração

assumem todo o ônus, porém são obrigados a dividir o bônus.

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7 Tratamento dos Contratos Oriundos dos Leilões de Ajuste

Os Leilões de Ajuste têm assumido papel relevante no Setor Elétrico, com a

realização até o momento de seis certames desta natureza, com a conseqüente

celebração de vários contratos entre Distribuidoras e Agentes de Geração e

Comercialização.

Além disso, com a publicação do Decreto 6.210/2007, os contratos dos Leilões

de Ajuste poderão representar até 5% da carga das distribuidoras nos anos de 2008 e

2009, sendo utilizados para reduzir o déficit contratual oriundo da quase completa

frustração da execução do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Itaipu,

bem como da frustração expressiva do PROINFA para o ano de 2008.

Apesar da importância crescente destes leilões, ainda não há um tratamento

específico os contratos de Leilão de Ajuste nas Regras de Comercialização. Até o

momento, os contratos têm sido registrados no SINERCOM como Contratos de Leilão

anteriores à Lei 10.848/2004.

Entendemos que as Regras de Comercialização Versão 2008 devam dar

tratamento específico aos Leilões de Ajuste, principalmente no que se refere à

sazonalização e à modulação:

(i) Sazonalização realizada a partir de entendimento entre as partes e, caso

não haja acordo, que seja utilizado o Perfil do SIMPLES limitado a

variações mensais entre 85% e 115% do valor médio contratado.

(ii) Modulação realizada a partir de acordo entre as partes, sendo utilizado o

perfil de carga remanescente caso o acordo inexista.

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8 Formação do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD

Os recentes acontecimentos envolvendo o Modelo NEWAVE deixaram clara a

fragilidade do processo atual de Formação de Preço no Mercado de Curto Prazo da

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. As alterações da versão 13

reduziram sensivelmente o valor do PLD para o mês de setembro, mostrando que

alterações de parâmetros para formação das séries temporais de vazão ou mesmo

alterações no processo de convergência podem alterar de forma significativa as

sinalizações de preço e, consequentemente, as expectativas e o comportamento de

todos os Agentes do mercado de energia elétrica.

Embora as alterações da versão 13 tenham aparentemente trazido maior

estabilidade à cadeia de modelos, entendemos que o processo de desenvolvimento

desta nova versão tenha sido útil para mostrar a assimetria de conhecimento técnico

existente entre os Agentes e o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica – CEPEL.

Para proporcionar maior engajamento dos Agentes no processo de Formação de

Preço gostaríamos de fazer três sugestões:

(i) Criação de treinamentos da CCEE sobre a metodologia do Modelo

NEWAVE, com ênfase em séries temporais, modelo a sistemas

equivalentes, técnica de otimização e seu processo de convergência.

Ressalta-se a importância dos treinamentos sobre a utilização do Modelo

NEWAVE realizados recentemente pela CCEE, com ampla procura pelos

Agentes, mostrando o interesse geral do Setor Elétrico pelo assunto.

(ii) Desenvolvimento da opção de execução do Modelo NEWAVE em Modo de

Auditoria, em que todos os cálculos realizados internamente teriam seus

valores publicados em relatórios específicos para acompanhamento pelos

usuários, proporcionando melhor entendimento do processo e criando a

possibilidade de validação.

(iii) Embora esta questão esteja relacionada com questões contratuais do

CEPEL, entendemos ser urgente a discussão sobre a abertura do código

fonte do Modelo NEWAVE, reservando obviamente os direitos autorais do

CEPEL, bem como sua responsabilidade de manter e desenvolver a versão

oficial utilizada no Setor Elétrico.

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9 MCSD Ex-Post

Propomos que o ajuste de cálculo do PLD Médio para o MCSD Ex-post considere

não somente o PLD Médio do submercado da carga principal do Agente de Distribuição,

mas sim as exposições a PLD referentes a todos os submercados em que o referido

Agente possui carga. Esta proposição fundamenta-se no fato da exposição do Agente

de Distribuição ao PLD ocorrer em todos os submercados que ele possui carga e não

somente no seu submercado principal.

10 Energia Assegurada

Em uma usina submotorizada, quando uma unidade nova entra em operação,

sua geração tende a ser praticamente a capacidade da máquina, o que condiz com a

regra atual de energia assegurada igual 90% da capacidade da máquina até que se

atinja a energia assegurada da usina.

O fator ponderador proposto pela ANEEL, como a razão entre a energia

armazenada total e a capacidade total da usina, reduz demasiadamente a assegurada

de cada máquina justamente no início de entrada em operação do projeto, quando o

investidor vai iniciar a remuneração de seu empreendimento, além de não guardar

relação com a operação da nova unidade.

Propomos que seja mantida a regra dos 90% ou que no mínimo, quando não há

valor previsto em contrato, que a ANEEL calcule e publique de forma equivalente a

energia assegurada de cada máquina, tal como seria realizado caso os valores fossem

calculados para constar do contrato.

11 Ajuste Contabilização e Recontabilização

Propomos que sejam adotados critérios semelhantes ao da Liquidação

Financeira, fazendo com que o débito caracterizado como inadimplente seja rateado

proporcionalmente aos votos.