Upload
lmaurer
View
330
Download
0
Embed Size (px)
DESCRIPTION
Encargo de Capacidade (Capacity Fee) Apresentação Final ao Comitê Executivo - COEX - MAE
Citation preview
1
(Capacity Fee)
Apresentação Final
ao Comitê Executivo - COEX - MAE
19 de novembro de 1999
ENCARGO DE CAPACIDADE
2
AGENDA
I - INTRODUÇÃO
II - PROCESSO DE DESENVOLVIMENTO DO ASSUNTO ENCARGO DE CAPACIDADE (EC)
III - CONCEITOS BÁSICOS E RECOMENDAÇÕES FORMULADAS PARA O ENCARGO DE CAPACIDADE
IV - PRÓXIMOS PASSOS NA IMPLEMENTAÇÃO DO EC
3
INTRODUÇÃO
O que é Encargo de Capacidade ?
Por que dispor de Encargo de Capacidade para o sistema elétrico no Brasil?
Por que acelerar a implementação do EC [bem como do conjunto] das Regras de Mercado?
4
INTRODUÇÃO ... O QUE É O ENCARGO DE CAPACIDADE ?
O Encargo de Capacidade é um pagamento feito pelas cargas aos geradores com o objetivo de estimular a instalação de capacidade necessária para atender as demandas de pico e prover a reserva necessária à operação segura do sistema elétrico
Há, em princípio, duas formas de remunerar a capacidade posta à disposição pelos geradores:
Gerador recebendo o preço spot do MAE, o qual se torna extremamente elevado quanto da iminência de falta de capacidade (corte de carga)
EC em si - o MAE calcula a receita esperada equivalente, transformando-a em “suaves prestações mensais”, para reduzir a incerteza e volatilidade do fluxo de caixa do preço spot quando da proximidade de um corte de carga
– Pagando aos geradores– Cobrando da carga
5
INTRODUÇÃO ...
O ASSUNTO É CONTROVERSO, MESMO A NÍVEL INTERNACIONAL
PROS
Sem EC, não haveria estímulo à reserva - não há forma de contratação bilateral
“Suaviza” a receita de G Maioria dos países o tem É necessário - confiabilidade
é um “bem comum” Há um problema econômico
a ser resolvido Geradores - gostam
CONTRAS
O preço spot remunera plenamente a reserva quando da ocorrência de corte de carga
Distorce sinal de preço spot Mas muitos não o tem É um resquício de
planejamento centralizado Problema é meramente
financeiro (fluxo de caixa) Distribuidores - têm dúvidas
INTRODUÇÃO ...
POR QUE DISPOR DE ENCARGO DE CAPACIDADE PARA O SISTEMA BRASILEIRO ?
PORQUE É PARTE INTEGRANTE DO ACORDO DE MERCADO, HOMOLOGADO PELA ANEEL E CORROBORADO PELO COEX
Documento para ser levado a sério, servir de âncora
Na sua falta, voltamos a 1996 - mas sem um “juiz” para arbitrar interesses entre G e D
Cabe aos propositores de mudança o ônus da prova de sua inadequação
7
INTRODUÇÃO...
POR QUE DISPOR DE ENCARGO DE CAPACIDADE PARA O SISTEMA BRASILEIRO ?
ACORDO DE MERCADO
“Um Encargo de Capacidade (EC) será estabelecido, devendo incidir sobre toda a carga, contratada ou não, dos comercializadores e dos consumidores livres atuantes diretamente no MAE. O EC deverá incentivar os geradores a estarem disponíveis, quando solicitados pela operação do sistema, bem como incentivar a adequada expansão da potência instalada nos sistemas interligados e poderá constituir parcela do ESS”. (Encargo de Serviço de Sistema)
“Estudos deverão ser conduzidos, especialmente na fase de implementação do EC, para garantir que seus montantes e os valores dos custos de déficit, utilizados na determinação do preços do MAE, sejam fixados de forma consistente, isto é, que o efeito combinado de ambos atinja um nível adequado de pagamentos aos geradores, que não crie incentivos insuficientes ou excessivos”.
8
INTRODUÇÃO...
POR QUE ACELERAR A IMPLEMENTAÇÃO DO EC [BEM COMO DO CONJUNTO] DAS REGRAS DE MERCADO?
Porque as Regras de Mercado estão no caminho crítico de implementação do MAE
Porque esta implementação está atrasada
Porque dado o caráter de monopólio concedido ao MAE, os agentes não tem opções
Gráfico que segue ilustra as sucessivas revisões nos prazos ocorridas em 1999
9
INTRODUÇÃO …
MERCADO ATACADISTA DE ENERGIA - MAE ATRASOS NO PROGRAMA
(*) Incluindo medição definitiva
Plano Inicial Endossadopelo COEX
Revisão do Orçamentodo MAE
(Fevereiro 99)
Absorção do GCOI pelo MAE Regras Provisórias
(Revogação da MP1819)
Atrasos adicionais paraacordo sobre as
Regras Definitivas de Mercado
Estimativas mais recentes
(Abril 99)
(Julho 99)
(Setembro 99)
(Janeiro 99)
1998 1999 2000
ASMAERegras do Mercado
Contabilidade + Sistemas de LiquidaçãoMedição Provisória
2001 2002
Fim da Resolução 222
Fase I
Fase I
Fase I.0 + Fase I.1
Fase II
Fase II
Fase II
Fim da Resolução 222
Fim da Resolução 222
(*)
Por osasião da
10
Evolução das Regras de Mercado
Valor
Agregado
1996 1997 1998 1999 2000
100 %
75 %
50 %
25 % Início Trabalho Reestruturação
Set. 96
Relatório MME
Consolidado Jul. 97
Acordo de Mercado
Ago. 98
Regras FormatoAlgébrico - MME
Nov. 98
25 %25 %
60 %60 %
90 %90 %
95 %95 % 98 %98 % 99 %99 %
Regras Revisadas FormatoAlgébrico
ASMAENov. 99
INTRODUÇÃO…
ADEMAIS, O ASSUNTO JÁ ESTÁ TECNICAMENTE ESGOTADO, COMO A MAIORIA DAS REGRAS DO MAE
11
PROCESSO DE DESENVOLVIMENTO DO ASSUNTO EC...
OBJETIVOS DO TRABALHO
A Força Tarefa foi designada com o objetivo de propor uma metodologia de longo prazo integrante das Regras do MAE, bem como o de quantificar o Encargo de Capacidade (valores unitários e totais)
A Força tarefa não teve como objetivos : Sugerir mecanismos para licitação de capacidade emergencial de
potência Sugerir procedimentos para Demand Side Management, visando
aliviar crises esperadas de fornecimento em certas regiões do Brasil
Entretanto, é possível conciliar estes objetivos de curto e de mais longo prazo
12
PROCESSO DE DESENVOLVIMENTO DO EC...
MARCOS RELEVANTES
Assunto vem sendo discutido desde novembro de 1998 no âmbito do Comitê Técnico
COEX solicitou aprofundamento quantitativo em março de 1999
TOR preparado e Consultores contratados em maio - CEPEL e PSR, com o suporte de PWC
Recomendações preliminares apresentadas ao COEX em agosto; preocupações em termos de :
Percepção de pagamento em duplicidade Excessiva volatilidade do Encargo
13
Evolução dos Trabalhos Encargo de Capacidade (MAE 1999)
Reuniões da Força Tarefa
Discussões no Comitê Técnico
Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro
Março 99COEX
corrobora EC e solicita
Aprofundamento Quantitativo
Relatório Preliminar
COEX demonstra
Preocupação com
Volatilidadee Duplo Pagamento
COEX Apresentação do Relatório
Final e Recomendações Consolidadas
Contra tação de
Consultores e Criação da Força Tarefa
PROCESSO DE DESENVOLVIMENTO DO EC...
MARCOS RELEVANTES
14
FORÇA TAREFA - ENCARGO DE CAPACIDADE
L. Maurer ENRON CoordenaçãoJ. Teles CHESF Sub-CoordenaçãoC.Suanno/A.Magno C. DOURADA Suporte de ModelosR. Volponi ASMAE SuporteA. Candido COPELA. Pimenta LIGHTA. Sorge CPFLCeotto/G. Miranda CERJF. Sampaio ELEKTROJ. Rosenblatt CCPE/SENL. Calabró ASMAEL. Fernando/Deharo CGTEEM. Negrini/C.Eduardo FURNASN. Xavier/G. Cecchin TIETÊO. Naomi/Miguel BANDEIRANTEP. Born/P. Morais METROPOLITANAR. Homrich CEEES. Contente COELBAW. Vilela ANEEL
F. Magalhães PSRJ. Mello CEPELJ. da Costa CEPELM. Pereira PSRP. Davis PWC
15
CONCEITOS BÁSICOS E RECOMENDAÇÕES...
Experiência internacional em assegurar níveis de reserva
Metodologia de cálculo do Encargo de Capacidade
Quem paga e quem recebe o EC ? E como ? Exemplos ilustrativos e numéricos Comparação entre proposição anterior e atual
Valores de EC simulados para próximos anos
Questões regulatórias pendentes
16
CONCEITOS -- EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL...
O OBJETIVO DE LOGRAR UM NÍVEL ADEQUADO DE RESERVA PODE SER OBTIDO DE MÚLTIPLAS FORMAS
Deixar o mercado decidir (e.g. Califórnia) Definição de um percentual mínimo de reserva a ser
contratado de forma mandatória pela carga, em caráter bilateral (e.g. Pool PJM)
Operador (ONS) definindo um nível desejado de reserva e realizando licitações competitivas
Fixar um sinal de preço de capacidade e induzir os agentes a instalarem níveis adequados; várias alternativas possíveis: Valor calculado para remunerar capacidade no longo prazo, para
uma certa tecnologia de referência Valor calculado em função das condições de confiabilidade do
sistema - quanto menos confiável, maior o preço da reserva
17
CONCEITOS -- METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ENCARGO DE CAPACIDADE...
OPÇÃO PELA METODOLOGIA LOLP x VLL
Do leque de opções existentes, optou-se por calcular o EC com base na confiabilidade do sistema elétrico, por ser a alternativa mais aderente aos objetivos propostos Menos confiável - maior o EC Mais confiável - menor o EC
Desta forma, procura-se dar os sinais adequados de mercado Para os agentes expandirem o sistema Para os agentes manterem suas plantas disponíveis nas horas em que são
mais necessárias O cálculo do Encargo em si está calcado em dois parâmetros
básicos Probabilidade de perda de carga (que a demanda exceda a capacidade de
geração) - expressa como LOLP (Loss of Load Probability) Disposição em pagar dos consumidores para evitar o corte - expressa como
VLL, ou Value of Lost Load O EC, a cada período, será o produto VLL x (LOLP - CMO) x Capacidade
18
CONCEITOS - METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ENCARGO DE CAPACIDADE ...
SIMULAÇÕES E MODELOS ESTATÍSTICOS
A probabilidade de perda de carga é calculada através de simulações estatísticas para inúmeros cenários de oferta e demanda
É determinada por sub-mercado, por usina e para cada período de apuração; são assim deteminados valores “firmes” válidos para o próximo ano
Utiliza-se do mesmo “pacote” de modelos computacionais, desenvolvidos pelo CEPEL, e hoje usados para operar o sistema elétrico brasileiro e calcular o preço do MAE
Leva em conta uma série de sofisticações metodológicas as quais foram discutidas em detalhe no Comitê Técnico
19
CONCEITOS - METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ENCARGO DE CAPACIDADE...
PREMISSAS QUANTO AO CUSTO DE INTERRRUPÇÃO
O Custo de Interrupção, ou VLL, é um parâmetro que procura refletir a disposição em pagar dos clientes para evitar um corte de energia
Este é um valor médio, subjetivo, arbitrado e válido para um conjunto de premissas ; assumimos um VLL = US$ 1.540/MWh
Este valor está embasado em estudo desenvolvido pela Eletrobrás em 1991 e está balizado pela experiência internacional
A ANEEL está revisando este valor; estudos deverão estar concluídos em um ano.
20
Perda por deplecionamento nos reservatórios afeta a potencia disponível
Este fator é levado em consideração no cálculo da LOLP com a simulação de cenários hidrológicos
O impacto em algumas usinas pode atingir até 25% de sua capacidade nominal
Solução: Incorporar este aspecto não só no cálculo da LOLP, mas também na remuneração dos geradores afetados pela redução de capacidade
prática
Adotar um “altura de referência” para cálculo da potência disponível nas usinas com reservatório
baseado nas simulações para cálculo do EC
CONCEITOS - METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ENCARGO DE CAPACIDADE...
CÁLCULO DO EC LEVA EM CONTA UMA SÉRIE DE REFINAMENTOS METODOLÓGICOS, COMO POR EXEMPLO, PERDA DE POTÊNCIA POR DEPLECIONAMENTO
21
Encargo de Capacidade - Conceito Básico
(*) Esta probabilidade é média - Na operação real, a LOLP aumenta nas horas de ponta e é praticamente nula fora destes períodos.
Custo de Interrupção = VLLUS$ 1.540 /MWh
(Disposição em pagar dos consumidores)
Duração Esperada das Interrupções
= 2 h / mês = 24 h/ano
LOLP = Probabilidade de ocorrer a Interrupção
24 h = 0,27 %
8760 hs
Disposição de Pagamentoa Geradores de Reserva
US$ 1540 x 24 h =US$ 37.000 / MW.ano
A Carga estará disposta a pagar por Mwh consumido
(se FC = 0,65)US$ 37.000
= US$ 6,5 MWh8.760 x 0,65
(*)
Enfoque do Gerador
Enfoque da
Carga
CONCEITOS - METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ENCARGO DE CAPACIDADE…
CONCEITO ILUSTRATIVO
22
QUEM PAGA E QUEM RECEBE O ENCARGO DE
CAPACIDADE - E COMO ?
Em princípio, a capacidade posta à disposição do sistema, contratada ou não, faz jus ao Encargo de Capacidade
E toda a carga, contratada ou não, deve pagar pelo Encargo de Capacidade
Há porém várias formas de realizar estes pagamentos / recebimentos
23
QUEM PAGA E QUEM RECEBE O ENCARGO DE CAPACIDADE - E COMO ?
Nossa recomendação é que o Encargo de Capacidade seja adicionado ao preço do MAE, em cada período de liqüidação (ao invés de ser pago o valor de US$ 1540 durante um corte de carga)
Cargas e geradores, ao contratarem energia, adicionariam um valor correspondente ao Encargo de Capacidade previsto (encargo “embutido”), tal como ocorre com os Contratos Iniciais
Carga e geração não contratadas (ou diferenças) estariam expostas ao preço do MAE (energia e EC)
A reserva do sistema seria remunerada via EC e cobrada de toda a carga
24
Recebimento do Encargo de Capacidade via MAE(Visão da Geração)
(*)
(*) Em todas as situações, assume um pagamento de EC nos Contratos Bilaterais.
Situação 5
ContratoRecebe
Recebe
Contrato
Recebe
Situação 1 Situação 2 Situação 3
Nem paga nem
recebePaga Paga
Situação 4 Situação 6
Potência
Disponibi-lidade
Potência e Disponi-bilidade
Contrato = ø
Disponibili-dade
Potência
Potência
Disponi-bilidade e Contrato
Potência
Contrato
Disponi-bilidade
Potência
Contrato
Disponibilidade
QUEM PAGA E QUEM RECEBE…
EXEMPLOS ILUSTRATIVOS
25
Pagamento do Encargo de Capacidade via MAE(Visão da Carga)
Contratoe Consumo
Nem paga nem
recebe
RecebeContrato
Consumo
Consumo
Contrato
Paga
Situação 1 Situação 2 Situação 3
QUEM PAGA E QUEM RECEBE…
EXEMPLOS ILUSTRATIVOS
26
Pagamento pela potência de pico (embutida nos Contratos Bilaterais - exclui reserva)
Curva de Carga I Curva de carga II
QUEM PAGA E QUEM RECEBE…
EXEMPLOS ILUSTRATIVOS
A
Potência = 100 MW
Preço Energia = $ 40,0 MWhEnergia Diária = 100 X 24 = 2400 MWh
100 MWh
Potência = 150 MW
BPreço Energia = $ 40,0 / MWhCusto Potencia Adicional (*) = $ 1,7 / MWhPreço contrato = $ 41,7/ MWh
(*) ($ 200 x 50.000 x 0,15) / (365 x2400) ÁREA A = ÁREA B
27
Como exatamente funciona esta metodologia para geração contratada ou não, despachada ou não, e para cargas contratadas ou não ?
EXEMPLO FICTÍCIO
Custo marginal de operação (CMO): 15 R$/MWh
Encargo de capacidade unitário da geração despachada (ECD): 10 R$/MWh
Preço do MAE (PMAE): 25 R$/MWh
Encargo de capacidade unitário da geração não despachada (ECND): 10 R$/MWh
QUEM PAGA E QUEM RECEBE ... EXEMPLOS NUMÉRICOS
28
QUEM PAGA E QUEM RECEBE ...
EXEMPLOS NUMÉRICOS (CONT.)
D: contratada em 1000 MWh, consumo 1100 MWh pagará (1100-1000)PMAE, isto é, R$ 2500 pelo seu excesso de consumo
D: contratada em 1000 MWh, consumo 900 MWh receberá (1000-900)PMAE, isto é, receberá R$ 2500 pela venda de seu excesso de contrato
G: disponibilidade de 1000 MW, contrato 900 MWh e despachado em 900 MWh, receberá (1000-900)ECND, isto é, R$ 1000, pelo seu excesso de disponibilidade em relação a seu despacho
29
QUEM PAGA E QUEM RECEBE ...
EXEMPLOS NUMÉRICOS (CONT.)
G: disponibilidade 1000 MW, contrato 900 MWh e despachado em 1000 MWh, receberá (1000-900)PMAE, isto é, R$ 2500, por seu excesso de geração
G: disponibilidade de 1000 MW, contrato 1000 MWh e despachado em 900 MWh; receberá (1000-900)ECND, isto é, R$ 1000, pelo seu excesso de disponibilidade em relação ao seu despacho; pagará (1000-900)PMAE, isto é, R$ 2500, pela sua deficiência de geração em relação ao seu contrato; seu pagamento líqüido é portanto de R$ 1500, o que corresponde a 100CMO
Este resultado mostra que um gerador contratado, desde que mantenha sua disponibilidade, e mesmo que não despachado, estará exposto somente ao CMO e não ao PMAE
30
QUEM PAGA E QUEM RECEBE ...
EXEMPLOS NUMÉRICOS (CONT.)
G: disponibilidade de 900 MW, contrato 1000 MWh, despachado em 900 MWh, pagará (1000-900)PMAE, pela sua deficiência de geração em relação ao seu contrato; nesta situação, o gerador está exposto ao preço do MAE por queda na disponibilidade
31
QUEM PAGA E QUEM RECEBE ... COMPARAÇÃO ENTRE PROPOSIÇÃO
ANTERIOR E ATUAL
A última reunião do COEX trouxe à tona algumas preocupações:
Percepção dos distribuidores que estariam pagando duas vezes pelo EC, principalmente após os Cis; ademais, de que o pagamento não necessariamente teria como contrapartida o incremento de capacidade
Incerteza no fluxo de caixa dos geradores, em função da alta volatilidade da LOLP - comprometendo a “financiabilidade” do projeto
Elevados valores envolvidos da conta EC = US$ 1,2 bilhão/ano
As mudanças propostas tiveram como objetivo endereçar estas três preocupações principais
32
QUEM PAGA E QUEM RECEBE ... COMPARAÇÃO ENTRE PROPOSIÇÃO
ANTERIOR E ATUAL A fórmula de cálculo do EC é idêntica à anterior; a única mudança
se refere à forma de pagamento - parte do Encargo será paga via os Contratos Bilaterais que serão negociados entre as partes
Ao contratar energia para atender seu mercado, as Distribuidoras pagarão pela parcela de energia e pela capacidade implícita para atender sua curva de carga
Para os montantes contratados (incluindo Contratos Iniciais), não caberá à distribuidora o pagamento de EC via o MAE - desaparecendo a percepção de pagamento em duplicidade
Os geradores, por sua vez, disporão de um mecanismo eficiente de “hedge” financeiro para atenuar a volatilidade da LOLP e do Encargo
Por consistência, na nova proposta, será adicionado ao preço do MAE ($/MWh), em cada período de liqüidação, uma parte correspondente ao EC (também em $/MWh)
Esta variante metodológica está coerente com o Acordo de Mercado
33
VALORES DE EC SIMULADOS PARA OS PRÓXIMOS ANOS
Não existe um valor “correto” de EC. Como “cheque de sanidade”, o EC de longo prazo deveria ser capaz recuperar custos de capital e de O&M fixos de um “gerador de ponta”, representando os seguintes valores indicativos
Mínimo - US$ 200/kW*12% p.a. = US$ 24/kW.ano Máximo - US$ 300/kW*15% p.a. = US$ 45/kW.ano
Isto equivaleria a uma faixa de US$ 4-8/MWh a ser paga pela carga - seja via MAE ou através de Contratos Bilaterais
34Nota: Uma LOLP de 12 hs/mês corresponde a um Encargo de Capacidade de US$
40/MWh
VALORES DE EC SIMULADOS PARA OS PRÓXIMOS ANOS ...
AS ANÁLISES INDICAM VALORES DE LOLP ELEVADOS PARA OS PRIMEIROS ANOS
DE PLANEJAMENTO - CAINDO A PARTIR DE 2002 ...
LOLP média (horas/mês)
1.91
0.660.12 0.03
12.11
2.74
0.12 0.060.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
2000 2001 2002 2003
SUDESTE
SUL
35
VALORES DE EC SIMULADOS PARA OS PRÓXIMOS ANOS ...
... O QUE REFLETE A CRITICIDADE DO SISTEMA - E POR CONSEGUINTE SUA SENSIBILIDADE A ATRASOS NO PLANO DE OBRAS
36
VALORES DE EC SIMULADOS PARA OS PRÓXIMOS ANOS ...
ESTA VOLATILIDADE DA LOLP REQUER UM TRATAMENTO DE SUAVIZAÇÃO, VIA RAMPA
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
2000 2001 2002 2003
Média Rampa (20%)
37
VALORES DE EC SIMULADOS PARA OS PRÓXIMOS ANOS ...
RESULTANDO EM ENCARGOS MENOS VOLÁTEIS, MAIS QUE AINDA TRANSMITEM UM SINAL ECONÔMICO PARA EXPANSÃO NA REGIÃO S/SE...
Região Sul/Sudeste (US$/MWh)
encargo ($/MWh)
10.3
8.2
6.6
5.3
0
2
4
6
8
10
12
2000 2001 2002 2003
38
VALORES DE EC SIMULADOS PARA OS PRÓXIMOS ANOS ...
... BEM COMO NA REGIÃO NORTE-NORDESTE, ONDE O ENCARGO PROJETADO É DE MENOR EXPRESSÃO
Região Norte-Nordeste (US$/MWh)encargo ($/MWh)
0.55
0.7
0.5
0.4
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
2000 2001 2002 2003
39
HÁ QUESTÕES REGULATÓRIAS QUE DEVEM SER LEVADAS E DISCUTIDAS COM A ANEEL TÃO LOGO EXISTA UMA DECISÃO POR PARTE DO COEX QUANTO À PROPOSTA DE EC
Relação entre EC e Valor Normativo - o que está (ou não) contido no VN
Em decorrência, que “curva de carga” está implícita no cálculo de VN e qual o tratamento para curvas de carga diferentes da premissa original
Encargos de D ou T pagos pela Geração de pico
Validação do Custo de Interrupção (US$ 1540/MWh)
Definição da parcela do Custo de Interrupção que será paga antecipadamente versus durante uma interrupção
QUESTÕES REGULATÓRIAS PENDENTES
40
QUESTÕES REGULATÓRIAS PENDENTES
ANALOGAMENTE, HÁ NECESSIDADE DE DISCUTIR ALGUNS ASPECTOS REFERENTES À PROGRAMAÇÃO DE MANUTENÇÃO COM O ONS
Geradores estarão interessadas em estar disponíveis quanto o EC é mais elevado
Em princípio, este é também o interesse do ONS; mas podem existir situações particulares, localizadas em que, por questões de estabilidade do sistema, os interesses do ONS e do investidor podem ser ligeiramente divergentes
Deve haver um diálogo constante entre as partes para evitar perdas financeiras para os investidores
41
PRÓXIMOS PASSOS NA IMPLEMENTAÇÃO DO ENCARGO DE CAPACIDADE
COEX deve concordar com os conceitos aqui formulados
Diálogo com ANEEL e ONS em relação às questões regulatórias pendentes
Determinação dos pré-requisitos para implementação (por exemplo, outras regras de mercado que devem ser concordadas)
Necessidade de procedimentos temporários para pagamento e cobrança do EC (se houver)
Cálculo detalhado dos valores a vigorar a partir de 2000
Submissão do tema ao COEX para aprovação final da metodologia, premissas e plano de implementação