Descritivo de Alterações - ANEEL · Descritivo de Alterações 3 ... além da adequação dos filtros presentes no texto das seções e linhas de comando para que abranjam estes

Versão 2016.1.0

Descritivo de Alterações

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ÍNDICE

DESCRIÇÃO DAS ALTERAÇÕES NAS REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO – VERSÃO 2016.1.0 3

Alterações Regulatórias 3

1.1. 13º, 15º, 17º e 19º Leilões de Energia Nova e 3º Leilão de Fontes Alternativas 3

1.2. Sazonalização do aumento/redução da Garantia Física 8

Aprimoramentos 17

1.3. Efetivação da declaração de alocação de geração própria na contabilização 17

1.4. Alteração nos ADDCs considerados no saldo de recomposição de lastro para usinas em atraso 19

1.5. Divulgação dos resultados individuais das PCHs do PROINFA participantes do MRE 20

1.6. Simplificação da Regra de ajuste da sazonalização para usinas em fase de motorização 22

1.7. Inclusão nas Regras do tipo de contrato “Contrato Bilateral Regulado” 22

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Descrição das alterações nas Regras de Comercialização – Versão 2016.1.0

Alterações Regulatórias

1.1. 13º, 15º, 17º e 19º Leilões de Energia Nova e 3º Leilão de Fontes Alternativas

� Descrição dos Leilões

13º Leilão de Energia Nova

Nos termos da Portaria MME nº 498, de 25.08.2011, o Ministério de Minas e Energia determinou que a ANEEL

promovesse, direta ou indiretamente, Leilão de Compra de Energia Elétrica Proveniente de Novos

Empreendimentos de Geração, para início de suprimento de energia elétrica em 1.01.2016.

A Resolução Homologatória nº1.233, de 18 de novembro de 2011, embasada pela Audiência pública nº

63/2011, aprovou o Edital e os anexos do referido leilão. De modo que, em 20.11.2011, a CCEE realizou o 13º

Leilão de Energia Nova – 13º LEN, no qual foi negociada energia elétrica de fonte hidráulica, eólica e biomassa

proveniente de Bagaço de Cana.


O 15º Leilão de Energia Nova – 15ºLEN foi determinado pela Portaria MME nº 540, de 20.09.2012, e realizado

em 14.12.2012. A Audiência Pública nº 60/2012, por meio da Resolução Homologatória nº1.379, de 13 de

novembro de 2012, aprovou o Edital e seus anexos.

Com início de suprimento estabelecido para 01.01.2017, o referido leilão ofertou dois produtos. As usinas

vencedoras foram provenientes do Produto por Quantidade, com prazo de 30 anos, e do Produto por

Disponibilidade, com prazo de 20 anos, fonte eólica.


O Ministério de Minas e Energia determinou, por meio da Portaria MME nº 226, de 05.07.2013, a realização do

leilão A-3 de 2013, denominado 17º Leilão de Energia Nova – 17º LEN, na modalidade quantidade com prazo

de 30 anos e disponibilidade em 20 anos, diferenciados por fontes, para empreendimentos de geração a partir

de fonte eólica, fonte solar, termelétrica a gás natural, inclusive em ciclo combinado ou a biomassa por Custo

Variável Unitário - CVU igual ou diferente de zero.

O 17º LEN foi realizado em 18.11.2013, onde somente houve negociação da fonte eólica, com início de

suprimento para 01.01.2016.

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O 19º Leilão de Energia Nova – 19º LEN (A-3 de 2014) teve suas diretrizes determinadas pela Portaria MME nº

34, de 28.01.2014 e foi realizado em 06.06.2014, na modalidade quantidade e na modalidade disponibilidade,

ondem foram habilitados empreendimentos a partir de fontes eólica, termelétrica a gás natural (inclusive em

ciclo combinado) e termelétrica a biomassa com Custo Variável Unitário - CVU igual ou diferente de zero.

A fonte eólica foi a única fonte em que houve negociação para a modalidade por disponibilidade, sendo o

suprimento de 20 anos de duração, com início estabelecido para 01.01.2017. Além disso também houve

negociação na modalidade quantidade.

3º Leilão de Fontes Alternativas

Conforme determinou a Portaria MME nº 563, de 17.10.2014, será realizado em 27.04.2015 o 3º Leilão de

Fontes Alternativas – 3º LFA, onde serão negociados três produtos na modalidade por disponibilidade de

energia elétrica, com prazo de suprimento de vinte anos, diferenciados por fontes e por início de suprimento:

• Início de suprimento em 1º de janeiro de 2016, para empreendimentos a partir de fonte

termelétrica a biomassa, novos ou existentes;

• Início de suprimento em 1º de julho de 2017, para novos empreendimentos de geração a

partir de fonte termelétrica a biomassa;

• Início de suprimento em 1º de julho de 2017, para novos empreendimentos de geração a

partir de fonte eólica.

� Resumo da Alterações

Os leilões citados apresentam algumas inovações em relação aos equacionamentos das Regras de

Comercialização dos leilões que já iniciaram o suprimento1. Tais inovações são destacadas a seguir:

� Os CCEARs na modalidade por disponibilidade apresentam alteração na valoração da parcela da usina

em descasamento, passando a utilizar a Receita de Fixa Unitária ao invés do Índice de Custo Benefício

– ICB.

� Nos CCEARs provenientes do 13º LEN e 15º LEN preveem a isenção obrigação da constituição lastro

para usinas que estejam na condição “apta à operação comercial”.

� A supressão da cláusula referente às tratativas de usinas na condição de “apta à operação comercial”,

pode ser percebida nos CCEAR do 17º LEN, 19º LEN e 3º LFA. Deste modo cabe destacar que não há

1A versão 2013.3.0, vigente a partir de outubro de 2013, implementou as regras relativas ao 12º Leilão de Energia Nova – LEN.

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alteração de Regras, uma vez que o tema já é amparado pela Resolução Normativa nº 583/2013,

dando a Aneel a condição de aptas apenas para usinas comprometidas com contratos que preveem

tais condições, conforme § 3º do Art. 7º2.

� Especificamente para fonte eólica, o 19º LEN e o 3º LFA estabelecem que a potência associada ao

montante contratado é igual a zero.

� Também exclusivo para fonte eólica, o 17º LEN, 19º LEN e 3º LFA trazem um incremento de 6% na

Receita Fixa Unitária para fins de valoração do ressarcimento quadrienal.

� Para fonte biomassa, o 3º LFA estabelece que, independente da entrada em operação de comercial da

usina, será considerada a obrigação de entrega definida no Anexo do contrato, diferentemente dos

contratos anteriores que consideram o montante contratado, no caso de não motorização da usina até

a primeira hora do ano (casos em que a usina pode estar em atraso ou mesmo descasada).

� Para fonte hidráulica, a alteração no 15º LEN ocorre no cálculo da receita em atraso, em que o fator de

atraso utiliza a Garantia Física Escalonada ao invés da Potência Instalada, caso o contrato de concessão

da usina possua Garantia Física de Motorização especificada.

As tabelas abaixo apresentam de forma resumida as alterações elencadas:

2 § 3º O despacho de que trata o caput servirá exclusivamente como instrumento para tornar eficazes as condições contratuais previstas e relacionadas ao atraso ou à restrição nas instalações de transmissão ou distribuição necessárias para o escoamento da energia produzida pela unidade geradora.

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Penalidade de Potência

O módulo de Penalidade de Potência proposto possui tratamentos relativos aos Recursos e Requisitos de

Potência de acordo com as diretrizes de cada leilão. Para os leilões que preveem em seus contratos a isenção

da necessidade de constituir lastro, para usinas que forem consideradas aptas a entrar em operação

comercial, é proposto o tratamento análogo ao existente nas Regras de Comercialização para penalidade de

energia, de modo que a usina apta não necessite recompor lastro para fins de penalidade de lastro de energia

e potência. A isenção ocorre de forma proporcional ao requisito, mesmo que o recurso da usina, em condição

de operação comercial, não fosse suficiente para atender tal obrigação.

Adicionalmente, para todos os leilões que preveem que a potência associada ao contrato seja zero, a Regra

proposta retira o recurso do vendedor proporcional ao seu percentual de comprometimento, adotando

portanto as mesmas diretrizes dos últimos leilões (20º LEN e 3º LFA).

Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEAR

As alterações neste módulo referem-se à inclusão dos leilões descritos nas tabelas referentes aos meses de

reajuste anual, além da adequação dos filtros presentes no texto das seções e linhas de comando para que

abranjam estes novos leilões.

Adicionalmente, tendo em vista que o ano contratual do 3º LFA de fonte eólica tem início em 01.07.2017 e por

tanto não coincidente com o ano civil, o cálculo da Receita Fixa Unitária, que necessita do montante

contratado de todo o ano contratual, passa a utilizar o Montante Médio Contratado ao invés da Quantidade

Sazonalizada, uma vez que este último pode não estar disponível no momento do cálculo pois montante

somente é sazonalizado no final de cada ano civil.

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Receita de Venda de CCEAR

O módulo de Receita de Venda foi alterado para refletir as diferenças entres os leilões a serem

implementados:

� A valoração do Ressarcimento quadrienal, para usinas de fonte eólica, foi alterada para os leilões que

preveem a majoração de 6 por cento da receita em fixa unitária na comparação com o Preço de

Liquidação da Diferenças – PLD - durante o quadriênio.

� Para todos os CCEARs por disponibilidade – fonte eólica, foram necessários ajustes algébricos de

modo que a energia não fornecida no quadriênio fosse calculada corretamente. No Ressarcimento

quadrienal das Regras vigentes, os montantes de energia que foram objeto de Ressarcimento Anual

não eram considerados no Ressarcimento Quadrienal, imputando à usina um pagamento da energia

não fornecida até o limite do saldo inferior, já realizado na apuração anual, também na apuração

quadrienal. Além disso também foi necessário um ajuste no módulo de Comprometimento de Usinas,

descrito adiante neste documento.

� Outro ajuste necessário refere-se à apuração do pagamento mensal do Ressarcimento Anual e

Quadrienal de usinas eólicas a partir do 3º LFA, onde o lançamento do ressarcimento é feito no mês

seguinte ao da apuração em parcela única. Foi também preciso corrigir a forma de cálculo do

Ressarcimento Quadrienal para os demais leilões, de modo que valor mensal somente fosse apurado

para os primeiros 12 meses subsequentes ao cálculo do ressarcimento.

� A valoração da Parcela em descasamento para composição da Receita de Venda não mais utiliza o

parâmetro ICB e passa a considerar a própria receita fixa unitária.

� O montante de energia em atraso passa a ser calculado com base no montante original do contrato.

As Regras vigentes utilizam o montante efetivado do contrato, após a redução por não aporte de

garantias financeira. Dessa forma, pode ocorrer atualmente uma dupla redução da receita, uma vez

que a receita fixa relacionada ao atraso, calculada a partir do montante de energia em atraso,

também é reduzida por eventual não aporte de garantias financeiras.

� As usinas hidráulicas comprometidas com o 15º LEN possuem um tratamento específico no cálculo do

montante em atraso para ajuste da Receita de Venda. Para estas usinas é necessário utilizar a garantia

física de motorização quando esta for especificada no contrato de concessão da usina.

� Para o 3º Leilão de Fonte Alternativas, fonte biomassa, foi realizada a exclusão da parcela referente ao

efeito no MCP, no cálculo do “ICB online”, visto que para as usinas comprometidas neste leilão, a

entrega no MCP não é alterada caso a usina atrase a entrada de operação comercial.

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� Os filtros transcritos nas linhas de comando e nos títulos das seções também foram adequados para

englobarem os leilões em questão.

Comprometimento de Usinas

Foram propostas alterações nos filtros dos textos das linhas de comando, assim como o título das seções, a fim

de englobar os leilões a serem implementados no cálculos deste módulo.

Além disso, a forma de cálculo da Obrigação de Entrega de usinas de fonte biomassa comprometida com

leilões realizados de 2015 em diante (a partir do 3º LFA) foi modificada de modo que considere sempre a

obrigação de entrega definida em contrato e não o montante contratado, para usinas que não estejam

completamente motorizadas até a primeira hora do ano.

Por último, o módulo apresenta correção para fontes eólicas no equacionamento do Saldo Acumulado Mensal,

que passa a considerar o montante presente na conta de energia do ano contratual anterior para a apuração

do novo saldo acumulado.

1.2. Sazonalização do aumento/redução da Garantia Física

A resolução ANEEL 584/2013 estabeleceu as diretrizes para o processo de sazonalização da garantia física,

tanto para fins de lastro de venda como para aplicação do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.

Em relação a eventuais revisões do valor de garantia física durante o ano de referência, a resolução

estabelecia que:

• Para fins do MRE: a parcela de aumento ou redução de garantia física com início de vigência durante o

ano de referência deverá ser sazonalizada seguindo o perfil de sazonalização do MRE;

• Para fins de lastro: não havia definição específica. Dessa forma, manteve-se o processo já praticado

pela CCEE e previsto em Procedimento de Comercialização: o agente teria prazo para realizar a

sazonalização da diferença apurada; caso o agente não realizasse a sazonalização, a CCEE realizaria a

distribuição da parcela de aumento de ou redução da garantia física de forma proporcional aos

montantes previamente sazonalizados;

Todavia, no decorrer de 2014, a CCEE identificou e notificou a ANEEL que a aplicação da REN 584, no caso de

redução da garantia física publicada em legislação específica, poderia levar a valores negativos de montantes

de energia mensal.

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Dessa forma, a SRG e a SEM encaminharam à CCEE o Ofício nº 193/2014-SRG-SEM/ANEEL, de 14 de agosto de

2014, com instruções à CCEE sobre a forma de aplicação da REN 584 nos casos específicos relatados pela CCEE.

Posteriormente, a ANEEL promoveu Audiência Pública com vistas a colher subsídios à proposta de alteração da

REN 584, de modo a aprimorar a regra de sazonalização da garantia física de usinas para fins de lastro e para

fins de alocação de energia no âmbito do MRE, no caso de aumento ou redução da garantia física publicada

em legislação específica. O resultado dessa Audiência Pública culminou com a publicação da Resolução

Normativa ANEEL 638/2014 que disciplinou a forma de sazonalização de eventuais parcelas de aumento ou

redução da garantia física de usinas durante o ano corrente, tanto para fins de lastro como para fins do MRE.

Dessa forma, a CCEE desenvolveu regras algébricas para adequar as regras de comercialização as diretrizes da

Resolução 638/2014.

Garantia Física

No módulo Garantia Física foram alterados os anexos sobre sazonalização de garantia física para fins de lastro

e sazonalização de garantia física para aplicação do MRE.

Sazonalização de Garantia Física para Fins de Lastro

A Resolução 638/2014 passou a definir o processo a ser adotado para se sazonalizar parcelas de aumento ou

redução de garantia física para fins de lastro. Em linhas gerais, a resolução referendou o processo já adotado

pela CCEE, no qual o agente tem prazo estabelecido em PdC específico para realizar a sazonalização da parcela

de aumento ou redução de garantia física, sendo que a CCEE deve realizar a sazonalização caso o agente não a

realize dentro dos prazos estabelecidos, seguindo o perfil de sazonalização previamente realizado pelo agente.

A novidade é a inclusão de comandos caso não haja “espaço” para alocar a parcela de redução ou aumento de

garantia física dentro do ano corrente.

No caso de aumento de garantia física, a regra de comercialização identifica o “espaço” disponível no ano

corrente para receber o acréscimo de garantia física, sendo que o espaço disponível está associado ao limite

mensal de sazonalização de cada usina - a potência total instalada da usina. Caso haja espaço disponível, todo

acréscimo de garantia física é alocado no ano corrente. Ressalta-se que nesse processo pode ocorrer de que

em um determinado mês o limite tenha sido violado. Nesse caso, o excedente do mês é realocado nos demais

meses, de forma proporcional ao montante sazonalizado em cada mês. No caso de não haver espaço

disponível no ano corrente, o excedente será considerado no processo de sazonalização do ano seguinte. As

Figuras 1 a 4 exemplificam a aplicação da regra no caso de acréscimo de garantia física.

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A Figura 1 apresenta o perfil de sazonalização da garantia física para fins de lastro de uma determinada usina,

realizado pelo agente para um determinado ano. O montante sazonalizado equivale a garantia física da usina,

neste exemplo 100 MWmédios.

Figura 1: Sazonalização de Garantia Física para Lastro

Considerando um acréscimo de 10 MWmédios (44.150 MWh) para essa usina a partir de julho, o montante

acrescido é distribuído seguindo o perfil de sazonalização do agente, conforme ilustrado na Figura 2.

Figura 2: Sazonalização do Acréscimo de Garantia Física para Lastro

O montante de acréscimo é adicionado, mês a mês, ao valor previamente sazonalizado pelo agente. Dessa

forma, é possível que o limite mensal de sazonalização (capacidade instalada da usina) seja violado. Essa

situação é ilustrada na Figura 3.

Figura 3: Aplicação do Acréscimo na Sazonalização da Garantia Física para Lastro

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

Sazonalização do agente 46.400 30.000 30.000 30.000 30.000 19.600 115.000 115.000 115.000 115.000 115.000 115.000

Limite de Sazonalização 119.040 107.680 119.040 115.200 119.040 115.200 119.040 119.040 115.200 118.880 115.200 119.040

0

50.000

100.000

150.000

Sazonalização do Agente [MWh]Agente realiza a sazonalização de GFpara lastro



Acréscimo via sistema 7.358 7.358 7.358 7.358 7.358 7.358


0

50.000

100.000

150.000

Montante a ser Acrescido [MWh]Há um acréscimo de GF a partir de julho.Esse acréscimo irá seguir o perfil do agente

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Percebe-se, na Figura 3, que esse acréscimo da garantia física faz com que os limites de sazonalização sejam

violados, do mês de revisão da garantia física até o final do ano. Ou seja, há um excesso de garantia física e

não há “espaço” para realocar esse excesso no ano corrente. Dessa forma, a regra de comercialização irá

ajustar os valores de sazonalização aos limites mensais e irá calcular o montante de garantia física que não foi

alocado no ano corrente e que deverá ser considerado no processo do ano seguinte. A Figura 4 ilustra essa

situação.

Figura 4: Sazonalização da Usina para Fins de Lastro Após o Acréscimo

Nesse exemplo a usina teve um acréscimo de 10 MWmédios (44.150 MWh). Porém, em função do perfil de

sazonalização da usina, realizado pelo agente, foi possível alocar no ano corrente 3,715 MWmédios (16.400

MWh), sendo que 6,285 MWmédios (27.750 MWh) deverá ser considerado no processo de sazonalização do

ano seguinte

No caso de redução de garantia física adota-se processo similar: distribui-se a parcela de redução de forma

proporcional aos montantes previamente sazonalizados pelos agentes, sendo que eventuais resultados

negativos apurados serão realocados dentro do ano, se possível. No caso de não se conseguir alocar toda a


Sazo do Agente + Acréscimo 46.400 30.000 30.000 30.000 30.000 19.600 122.358 122.358 122.358 122.358 122.358 122.358


0

50.000

100.000

Aplicação do Acréscimo na Sazonalização do Agente [MWh] Ao somar-se o acréscimo ao valor previamente sazonalizado, há violação nos limites


Sazonalização final 46.400 30.000 30.000 30.000 30.000 19.600 119.040 119.040 115.200 118.880 115.200 119.040


0

50.000

100.000

150.000

Nova Sazonalização [MWh]Os montantes que violaram os limites serão consideradosno ano seguinte

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redução no ano corrente, a parcela residual será considerada no processo de sazonalização do ano seguinte.

As Figuras 5 a 8 exemplificam a aplicação da regra no caso de acréscimo de garantia física.

A Figura 5 apresenta o perfil de sazonalização da garantia física para fins de lastro de uma determinada usina,


neste exemplo 100 MWmédios.

Figura 5: Sazonalização de Garantia Física para Lastro

Considerando uma redução de 50 MWmédios (220.750 MWh) para essa usina a partir de julho, o montante a

ser reduzido é distribuído seguindo o perfil de sazonalização do agente, conforme ilustrado na Figura 6.

Percebe-se que não há montantes de redução alocados nos meses de outubro, novembro e dezembro, pois o

agente não havia sazonalizado valores de garantia física para esses meses.

Figura 6: Sazonalização da Redução de Garantia Física para Lastro

O montante de redução é subtraído, mês a mês, do valor previamente sazonalizado pelo agente. Dessa forma,

é possível que haja valores negativos em um ou mais meses. Essa situação é ilustrado na Figura 7.


Sazonalização do agente 119.040 107.680 119.040 115.200 119.040 115.000 50.000 35.000 96.000 0 0 0


0

50.000

100.000

150.000

Sazonalização do agenteAgente realiza a sazonalização de GFpara lastro (100 MWmédios)


Sazonalização do agente 119.040 107.680 119.040 115.200 119.040 115.000 50.000 35.000 96.000 0 0 0

Redução via sistema -60.981 -42.686 -117.083 0 0 0


-150.000-100.000

-50.0000

50.000100.000150.000

Montante a ser reduzido [MWh]Há uma redução de GF a partir de julho.Essa redução irá seguir o perfil sazonalizado

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Figura 7: Aplicação da Redução na Sazonalização da Garantia Física para Lastro

Percebe-se, na Figura 7, que essa redução da garantia física faz com que surjam valores negativos nos meses

de julho, agosto e setembro, que não podem ser realocados em outros meses, visto que não há “espaço”

disponível para alocação. Dessa forma, a regra de comercialização irá ajustar os valores de sazonalização

desses meses para zero e irá calcular o montante de garantia física que não foi alocado no ano corrente e que

deverá ser considerado no processo do ano seguinte. A Figura 8 ilustra essa situação.

Figura 8: Sazonalização da Usina para Fins de Lastro Após a Redução

Nesse exemplo a usina teve uma redução de 50 MWmédios (220.750 MWh). Porém, em função do perfil de

sazonalização da usina, realizado pelo agente, foi possível reduzir no ano corrente 41 MWmédios (181.000

MWh), sendo que 9 MWmédios (39.750 MWh) deverá ser considerado no processo de sazonalização do ano

seguinte.

Sazonalização de Garantia Física para Fins de MRE

No caso de sazonalização da parcela de aumento ou redução de garantia física para fins de MRE, a resolução

638/2014 estabeleceu o tratamento a ser adotado para se evitar valores negativos em caso de redução, visto


Sazo do Agente + Redução 119.040 107.680 119.040 115.200 119.040 115.000 -10.981 -7.686 -21.083 0 0 0


-50.000

0

50.000

100.000

150.000

Aplicação da Redução na Sazonalização do Agente [MWh]Ao somar-se a redução ao valor previamente sazonalizado, haverá valores negativos


Sazonalização final 119.040 107.680 119.040 115.200 119.040 115.000 0 0 0 0 0 0


0

50.000

100.000

150.000

Nova Sazonalização [MWh]Os montantes negativos serão considerados no próximo processo de sazonalização

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que não há problemas em relação a acréscimo de garantia física. Dessa forma, a regra de comercialização foi

ajustada para se determinar o montante de redução de garantia física que pode ser sazonalizado seguindo o

perfil de sazonalização do MRE de forma a que não ocorram valores negativos.

Em linhas gerais, foi introduzido o cálculo de um fator para ajustar o montante de redução de garantia física de

modo a evitar que haja valores negativos. Esse fator é aplicado no montante de redução já sazonalizado

seguindo o perfil de sazonalização do MRE. Após o ajuste do montante de redução, esse é somado ao valor

previamente sazonalizado pelo agente, de forma a evitar que haja algum mês com resultado de garantia física

negativo. Dessa forma, há um valor de redução que não foi alocado durante o ano corrente e que deverá ser

considerado no processo de sazonalização do ano seguinte. As Figuras 9 a 13 exemplificam a aplicação da

regra.

A Figura 9 apresenta o perfil de sazonalização da garantia física para fins de MRE de uma determinada usina,


neste exemplo 100 MWmédios. Nessa Figura, a linha tracejada representa o perfil de sazonalização da

garantia física do MRE.

Figura 9: Sazonalização de Garantia Física para Aplicação do MRE

Considerando uma redução de 20 MWmédios (88.300 MWh) para essa usina a partir de julho, o montante a

ser reduzido é distribuído seguindo o perfil de sazonalização do MRE, conforme ilustrado na Figura 10.

Figura 10: Sazonalização de Redução de Garantia Física para Aplicação do MRE



Fator MRE 0,1 0,18 0,08 0,07 0,06 0,05 0,1 0,11 0,08 0,07 0,08 0,02

0

0,05

0,1

0,15

0,2

020.00040.00060.00080.000

100.000120.000140.000160.000180.000

Sazonalização do Agente [MWh]Agente realiza a sazonalização de GFpara MRE

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O montante de redução é subtraído, mês a mês, do valor previamente sazonalizado pelo agente. Dessa forma,

é possível que haja valores negativos em um ou mais meses. Essa situação é ilustrado na Figura 11.

Figura 11: Aplicação da Redução na Sazonalização da Garantia Física para MRE

Percebe-se, na Figura 11, que essa redução da garantia física faz com que surjam valores negativos nos meses

de outubro e dezembro. Dessa forma, a regra de comercialização irá ajustar o valor de redução que pode ser

sazonalizado de forma a que não haja valores negativos. Ou seja, o valor de redução a ser considerado no ano

corrente deve ser inferior a 20 MWmédios, sendo o montante restante considerado no processo de

sazonalização do ano seguinte. A regra de comercialização realiza esse ajuste através do cálculo de um fator

que busca zerar o mês mais negativo identificado – neste exemplo, outubro. Dessa forma, o valor que será

considerado na redução no ano corrente será de 7,442 MWmédios (32.857 MWh), distribuídos seguindo o

perfil de sazonalização do MRE, conforme ilustrado na Figura 12.



Redução via sistema -19.196 -21.115 -15.357 -13.437 -15.357 -3.839

Fator MRE 0,1 0,18 0,08 0,07 0,06 0,05 0,1 0,11 0,08 0,07 0,08 0,02

0

0,04

0,08

0,12

0,16

0,2

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

200.000

Montante a ser Reduzido [MWh]Há uma redução de GF a partir de julho.Essa redução irá seguir o perfil da sazonalização do MRE


Sazo do Agente + Redução 140.000 170.000 150.000 120.000 80.000 60.000 30.804 8.885 4.643 -8.437 32.643 -839

Fator MRE 0,1 0,18 0,08 0,07 0,06 0,05 0,1 0,11 0,08 0,07 0,08 0,02

0

0,04

0,08

0,12

0,16

0,2

-20.0000

20.00040.00060.00080.000

100.000120.000140.000160.000180.000

Nova Sazonalização [MWh]Ao somar-se o valor de redução com o valor previamente sazonalizado pelo agente, passsa-se a ter valores negativos

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Figura 12: Ajuste da Sazonalização do Montante de Garantia Física do MRE a ser

Reduzido

Os novos valores a serem reduzidos são subtraídos, mês a mês, do valor previamente sazonalizado pelo

agente, gerando a nova sazonalização da usina, conforme ilustrado na Figura 13. Percebe-se que não há mais

valores negativos após esse processo.

Figura 13: Sazonalização da Usina para Aplicação do MRE Após a Redução

Nesse exemplo a usina teve uma redução de 20 MWmédios (88.300 MWh). Porém, em função do perfil de

sazonalização da usina e do perfil de sazonalização do MRE foi possível reduzir no ano corrente 7,442

MWmédios (32.857 MWh), sendo que 12,558 MWmédios (55.443 MWh) deverá ser considerado no processo

de sazonalização do ano seguinte.


Sazonalização do agente 140.000170.000150.000120.000 80.000 60.000 50.000 30.000 20.000 5.000 48.000 3.000

Redução via sistema -19.196 -21.115 -15.357 -13.437 -15.357 -3.839

Redução via sistema ajustada -7.143 -7.857 -5.714 -5.000 -5.714 -1.429

Fator MRE 0,1 0,18 0,08 0,07 0,06 0,05 0,1 0,11 0,08 0,07 0,08 0,02

0

0,04

0,08

0,12

0,16

0,2

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

200.000

Ajuste do Montante a ser Reduzido [MWh]A regra de comercialização determina um fator de ajuste a ser aplicado no montante a ser reduzido mês a mês


Sazonalização final 140.000 170.000 150.000 120.000 80.000 60.000 42.857 22.143 14.286 0 42.286 1.571

Fator MRE 0,1 0,18 0,08 0,07 0,06 0,05 0,1 0,11 0,08 0,07 0,08 0,02

0

0,04

0,08

0,12

0,16

0,2

020.00040.00060.00080.000

100.000120.000140.000160.000180.000

Sazonalização Final [MWh]O montante de redução ajustado é somado ao valor previamente sazonalizado. Como resultado, não há mais valores negativos

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Destaca-se que após o ajuste do montante a ser reduzido pode ainda existir valores negativos. Dessa forma

haveria a necessidade de um novo ajuste, ou seja, pode ocorrer a necessidade de um processo iterativo para

se garantir que não haja meses com valores negativos de garantia física para fins de aplicação do MRE. Esse

processo iterativo está contemplado na proposta de regras de comercialização.

Aprimoramentos

1.3. Efetivação da declaração de alocação de geração própria na contabilização

A Lei nº 11.488, de 15.06.2007, prevê em seu Artº 26 que a energia destinada ao consumo próprio pode ser

considerada para redução do pagamento de encargos presentes na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição

(TUSD) ou Transmissão (TUST). Se enquadram em tal condição autoprodutores de energia e consumidores

com produção de energia elétrica própria ou que sejam participantes de consórcios ou Sociedade de Propósito

Especifico (SPE).

Tal isenção de pagamentos será aplicável aos encargos relativos à Conta de Desenvolvimento Energético

(CDE), ao Programa de Incentivos de Fontes Alternativas (PROINFA) e à Conta de Consumo de Combustíveis

Fósseis dos Sistemas Isolados (CCC-ISOL) na proporção do montante auto suprido. Esse mecanismo parte do

princípio de que se um agente tem sua própria geração, essa energia não é “comercializada”, portanto, não

sendo passível a cobrança de encargos sobre ela, além de servir como estímulo aos agentes que possuam

cargas elevadas aumentem sua geração no Sistema Interligado Nacional (SIN).

Na CCEE, esse processo é denominado Alocação de Geração Própria (AGP) sendo as atividades operacionais

descritas no Procedimento de Comercialização “Contratos do Ambiente Livre”. As informações são

processadas mensalmente com base nos dados informados pelos agentes em módulo específico no SCL, sendo

os resultados publicados em relatórios.

Embora a Alocação de Geração Própria não traga impactos nos resultados das operações do mercado de curto

prazo do agente, é esperada uma compatibilidade entre a geração destinada a título de AGP com as demais

operações do agente de modo que esta energia não seja comercializada com terceiros.

A CCEE, ao efetuar o acompanhamento das operações dos agentes, identificou situações onde a energia

alocada a título de AGP é comercializada com terceiros, caracterizando uma apuração indevida na isenção de

encargos. A fim de coibir tal prática, a CCEE propõe a criação de um novo módulo de Regras denominado

“Alocação de Geração Própria” visando apurar precisamente as situações onde o agente faz jus ao benefício

do desconto, além de proporcionar maior transparência quanto aos cálculos efetuados.

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Alocação de Geração Própria

O módulo “Alocação de Geração Própria” é composto pelas etapas de “Apuração da Geração Passível de

Alocação” onde é efetuada a apuração da geração resultante de cada usina, descontada da parcela vendida

para terceiros ou liquidada para a própria usina, e a etapa de “Definição da Geração Alocada para as Cargas” a

partir da geração passível de alocação e do percentual de alocação declarado pelo agente.

Apuração da Geração Passível de Alocação

A geração passível de alocação varia em função do tipo de usina e de sua participação no MRE:

• Usinas hidráulicas participantes do MRE: geração mais efeitos da alocação do MRE;

• Usinas hidráulicas não participantes do MRE: geração bruta da usina, descontada a energia

comprometida com contratos regulados;

• Demais usinas: geração bruta.

Observações:

I. Nos casos de usinas térmicas com CVU comprometidas com CCEAR por disponibilidade com geração

fora da ordem de mérito, dado que esta geração não é destinada ao suprimento do contrato esta

energia será passível de alocação;

II. Em todos os casos, dado que a geração de testes será sempre de propriedade do gerador uma vez que

esta energia não pode ser comercializada contratualmente, esta energia também será passível de

alocação.

A geração passível de alocação é definida pela geração de uso exclusivo da carga. Portanto, tal geração deve

ser contabilizada juntamente com o consumo da respectiva carga, excluída a parcela da geração

comercializada com terceiros.

Nesse processo há dois tipos possíveis de representação de ativos na CCEE:

(I) Usinas modeladas conjuntamente com a carga sob a figura de um mesmo agente; e

(II) Usinas modeladas separadamente da carga sob a figura de agentes distintos, que possuam um

contrato bilateral para a transferência de geração (caso este de consórcios ou SPEs).

Para agentes autoprodutores ou produtores independentes de energia cuja energia produzida seja do tipo

convencional que possuam cargas representadas sob a figura de um mesmo agente, toda geração será

contabilizada juntamente com o consumo, sendo esta integralmente passível de alocação. Já para as usinas

que produzam outros tipos de energia (que não sejam do tipo convencional), será considerado como limite de

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alocação, a geração produzida subtraída da diferença positiva entre a venda e a compra de energia do mesmo

tipo dessa usina.

Para os consumidores que participam de consórcio ou SPE, cujas cargas sejam contabilizadas separadamente

da usina sob a figura de dois agentes distintos, a alocação de geração é caracterizada pelo contrato registrado

entre a usina e o consumidor, dado que o instrumento contratual representa a geração transferida que é

contabilizada para a carga.

Definição da Geração Alocada para as Cargas

Uma vez determinada a geração passível de alocação, resta apurar a real alocação de geração da usina para a

carga dos autoprodutores ou produtores independentes. Para tanto, verifica-se o percentual de destinação de

geração declarado pelo agente para a respectiva carga, conforme descrito no Procedimento de

Comercialização. Caso a geração alocada para determinada carga seja suficiente para atendê-la, eventuais

sobras de geração serão rateadas para as demais cargas de propriedade do agente que ainda não tenham sido

atendidas integralmente.

Penalidades de Energia

A fim de não limitar a transferência de geração para fins de alocação, no módulo de penalidade de energia, o

lastro excedente transferido pelo contrato de repasse de geração é abatido do total de contratos de compra

para apuração de penalidade.

Desse modo, caso a geração seja superior a garantia física sazonalizada para fins de lastro, o repasse de

geração, no caso de consórcios ou SPEs, poderá ser efetuado através do registro do contrato de quantidade de

energia maior que a garantia física sazonalizada para fins de lastro, pois não haverá a transferência de lastro

acima da garantia física, porém a energia excedente será contabilizada para a carga, sendo passível de

alocação para abatimento dos referidos encargos.

1.4. Alteração nos ADDCs considerados no saldo de recomposição de lastro para

usinas em atraso

Nas Regras de Comercialização, aprovadas pela Resolução Normativa nº 619/14, foi implementada no módulo

de Receita de Venda de CCEAR, o tratamento dado nos casos da entrada em operação comercial das usinas

comprometidas com CCEAR, nos termos da REN 595/13. Em tal versão foram inseridos diversos acrônimos

denominados Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, Decisões Judiciais ou Administrativas - ADDCs para

operacionalizar eventuais ajustes. Dentro destes ajustes, foi previsto um ADDC para contratos de

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recomposição registrados com pelo menos de 6 meses de antecedência, e outro para os contratos que não

possuíam tal antecedência.

Entretanto, tais ajuste não puderam ser utilizados, visto que os mesmos distorciam a participação dos demais

contratos utilizados para recomposição. Desta maneira, as Regras propostas nesta versão, preveem que o

ADDC possa ser utilizado sem a interferência nos demais contratos.

Receita de Venda de CCEAR

Foram realizadas alterações no módulo da Receita de Venda, de tal forma que o acrônimo

ADDC_REC_SALDO_CRA e o ADDC_REC_SALDO, relativos aos saldos referentes aos contratos com e sem

antecedência, respectivamente, foram retirados, e o ADDC_REC_SALDO foi incluído junto ao acrônimo

REC_SALDO, que define o recurso a ser utilizado para formação de saldo, sendo o utilizado. Adicionalmente,

cabe ressaltar que o ADDC também será utilizado para determinar se um contrato possa ser considerado com

antecedência ou não, conforme a necessidade. Devido a tais alterações, os ADDCs referentes ao preço de

contratos, ADDC_PCR_A e ADDC_PCR_S, foram substituídos de forma análoga para o ADDC_PCR.

1.5. Divulgação dos resultados individuais das PCHs do PROINFA participantes do

MRE

Com relação ao PROINFA, propõe-se uma alternativa para se determinar os resultados da contabilização das

Pequenas Centrais Hidrelétricas participantes do MRE de forma individual.

Pela proposta, cada PCH do PROINFA assinante do contrato do tipo MRE é modelada sob um agente

específico, sendo o resultado de sua contabilização obtido de forma individual. Como recurso, cada PCH terá

sua geração própria mais os resultados da apuração do MRE na contabilização. Como requisito, terá seus

contratos de venda do PROINFA registrados no submercado da usina. Por sua vez, a venda de energia do

PROINFA é refletida em contratos de venda de energia, registrados entre o ACEP e cada parcela de carga de

distribuidor e de consumidor livre/especial, que adquire energia do PROINFA. Esses contratos são registrados

nos submercados das cargas. A Figura 14 ilustra essa proposta.

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Figura 14: Proposta de alteração na modelagem da energia do PROINFA na CCEE

As regras do tratamento das exposições financeiras preveem que as exposições negativas apuradas em um

determinado mês têm direito a alívio, sendo que eventuais exposições remanescentes são rateadas entre os

agentes do MRE, na proporção das garantias físicas de cada usina. Na proposta de modelagem, as exposições

remanescentes serão destinadas diretamente às PCHs do MRE, não ficando valores em nome do ACEP,

seguindo o tratamento já previsto nas atuais Regras de Comercialização.

Assim, o resultado final da contabilização do PROINFA seria o somatório do resultado do ACEP e dos resultados

individuais de cada PCH do MRE.

Diante do exposto, propõe-se adotar essa modelagem para o tratamento da energia do PROINFA na CCEE, com

a apuração individual das PCHs com contratos do tipo MRE.

Para essa proposta ser implantada, serão necessários os seguintes ajustes nas operações da CCEE:

ACEP MRE n

ACEP MRE 1

ACEP

PCH do MRE

PCH fora do

MRE

Biomassa Eólica

N

NE

SE/CO

S

No novo processo, as PCHsdo PROINFA participantes do MRE são modeladas sob agentes específicos

Contratos do PROINFA

ACEP MRE 2

PCH do MRE

PCH do MRE

Contratos entre PCHsdo MRE e o ACEP (energia do PROINFA)

PROINFA

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• Criação de perfis de agente, sob a Eletrobrás, para representar as PCHs participantes do MRE. Destaca-

se que deverá ser realizada a separação de todas PCHs do PROINFA assinantes do contrato do tipo

MRE, mesmo na situação em que uma usina não esteja participando do mecanismo.

• Modelagem das usinas sob os novos perfis.

• Registro de contratos entre os novos perfis e o ACEP seguindo as seguintes diretrizes:

• O contrato será registrado no submercado da usina;

• Propõe-se que a modulação desses contratos siga o perfil de geração do MRE.

Tratamento das Exposições

É necessário ajustar o tratamento de exposições residuais, para que exposições residuais dos contratos do

PROINFA sejam rateadas entre todos os agentes que possuem usinas participantes do MRE, conforme já

ocorre para todas as usinas do MRE. Isso é necessário pois as PCHs do PROINFA participantes do MRE não mais

estarão modeladas sob o agente ACEP. Sem essa alteração, as exposições remanescentes dos contratos do

PROINFA não seriam rateadas entre todas os agentes que possuem usinas participantes do MRE.

1.6. Simplificação da Regra de ajuste da sazonalização para usinas em fase de

motorização

Garantia Física

Devido à dificuldade dos agentes para replicar os cálculos do Ajuste da Sazonalização de Garantia Física para

Usinas em Fase de Motorização participantes do MRE, foi inserido novos comandos e figuras explicativas e

alguns tratamentos algébricos, relacionados aos quadros “Importantes” para unidades geradoras que entram

em operação comercial no meio do mês. Entretanto, não houve alteração conceitual da regra vigente e

implementada, apenas foi explicitado alguns tratamentos algébricos e filtros para melhor entendimento.

1.7. Inclusão nas Regras do tipo de contrato “Contrato Bilateral Regulado”

Atualmente, há contratos tendo agentes de distribuição como sendo a parte compradora registrados na CCEE

como CCEALs e com tratamento similar. A ANEEL solicitou a criação de um novo tipo de contrato definido

como “Contrato Bilateral Regulado” (CBR). Dentro desse novo tipo serão constituídos os seguintes subgrupos

de contratos aprovados, homologados ou registrados pela ANEEL, conforme Inciso II do Art. 2º do Dec.

5.163/2004:

• Contratos provenientes de Geração Distribuída de Chamada Pública;

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• Contratos provenientes de Geração Distribuída de Desverticalização;

• Contratos provenientes de licitação Pública de distribuidoras com mercado próprio menor que 500

GWh/ano;

• Contratos provenientes de suprimento entre distribuidoras supridas e supridoras;

• Contratos celebrados anteriores à Lei nº 10.848/2004 (16/03/2004); e

• Contratos oriundos do sistema isolado de distribuidora interligada.

Destaca-se que, para fins de monitoramento, há necessidade de inclusão de identificação dos

empreendimentos que lastreiam CBRs dos seguintes subgrupos:

• Contratos provenientes de Geração Distribuída de Chamada Pública;

• Contratos provenientes de Geração Distribuída de Desverticalização; e

• Contratos oriundos do sistema isolado de distribuidora interligada.

Contratos

Criação do novo tipo de contrato e dos subgrupos, conforme definido no tópico anterior. Em termos de

sazonalização e modulação desses contratos, foram mantidos os tratamentos atuais.

No que diz respeito a efetivação desses contratos, decorrente da necessidade de aporte de garantias

financeiras, manteve-se o mesmo conceito aplicado atualmente para esses contratos, qual seja, apresentam

tratamento similar aos CCEALs.

Ressalta-se que os contratos nos quais a parte vendedora será um agente de distribuição - Contratos

provenientes de suprimento entre distribuidoras supridas e supridoras, não haverá o processo de efetivação,

pois os agentes de distribuição são isentos do aporte de garantia financeira.

Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST

As alterações no Módulo de Desconto tem por finalidade proporcionar aos Contratos Bilaterais Regulados

decorrentes de Chamada Pública ou Desverticalização tratamento algébrico análogo ao dispensado aos demais

contratos regulados, ou seja, a parcela de energia decorrente de geração distribuída produzida por um

determinado empreendimento negociada com contratos de Chamada Pública ou Desverticalização abaterão o

recurso disponível para fins do repasse de desconto a ser aplicado na TUSD/TUST.

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Penalidades de Energia

Aplicar à modalidade de Contrato Bilateral Regulado, tratamento algébrico equivalente ao dispensado aos

demais contratos regulados para fins de lastro. Desse modo, para fins apuração de penalidades de energia, os

contratos bilaterais regulados serão segregados conforme o tipo de energia (especial e não especial),

correspondente ao tipo de energia que lastreou o contrato.

.

Documents

Descritivo de Alterações - ANEEL · Descritivo de Alterações 3 ... além da adequação dos filtros presentes no texto das seções e linhas de comando para que abranjam estes