Nota Técnica nº 14/2015-CEL/ANEEL · 2015-03-26 · Nota Técnica nº 14/2015-CEL/ANEEL Em 19 de março de 2015. Processo: 48500.005812/2014-41 Assunto: Análise das contribuições

Nota Técnica nº 14/2015-CEL/ANEEL

Em 19 de março de 2015.

Processo: 48500.005812/2014-41

Assunto: Análise das contribuições da Audiência Pública nº 004/2015, que subsidia a aprovação do Edital e Anexos do Leilão nº 02/2015 — LFA 2015, o qual se destina à contratação de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração para início de suprimento em 1/01/2016 e 1/07/2017.

I - DO OBJETIVO

Analisar as contribuições recebidas durante a Audiência Pública (AP) nº 004/2015 - ANEEL, instituída com a finalidade de colher subsídios para a aprovação do Edital e Anexos do Leilão LFA 2015 (Leilão nº 02/2015-ANEEL).

II - DOS FATOS 2. Consoante o disposto no art. 2º, § 11, da Lei nº Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, as licitações para contratação de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada – ACR serão reguladas e realizadas pela ANEEL, mediante delegação do Poder Concedente, podendo a Agência promovê-las diretamente ou por intermédio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

3. Por meio do Decreto nº 4.932, de 5.163, de 23 de dezembro de 2003, com a redação dada pelo Decreto nº 4.970, de 30 de janeiro de 2004, ainda vigente, a teor das conclusões do Parecer CONJUR/MME nº 225, de 26 agosto de 2004, aprovado pela então Ministra de Minas e Energia, foram delegadas à ANEEL as competências estabelecidas no art. 3º-A da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com a redação dada pela Lei nº 10.848/2004, entre as quais a de “promover as licitações destinadas à contratação de concessionários de serviço público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos”.

4. O art. 19 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, dispõe que os editais dos leilões de compra de energia no ACR serão elaborados pela ANEEL, observadas as normas gerais de licitações e de concessões e as diretrizes do Ministério de Minas e Energia – MME.

5. A Portaria MME nº 514, de 2 de setembro de 2011, dispôs sobre aprimoramentos às condições de participação e aos procedimentos de qualificação econômica e financeiras dos proponentes vendedores de energia elétrica nos Leilões previstos no art. 19 do Decreto nº 5.163/2004.

6. Por meio do Despacho ANEEL nº 4.190/2014, delegou-se à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE a operacionalização dos leilões de contratação de energia, de outorga de concessão de geração e venda de energia elétrica oriunda de empreendimentos novos ou existentes, em qualquer de suas modalidades. 7. A Portaria MME nº 563, de 17 de outubro de 2014, estabeleceu as diretrizes para que a ANEEL promova, direta ou indiretamente, o leilão de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração, denominado Leilão de Fontes Alternativas, de 2015, para fontes eólica e termelétrica a biomassa com Custo Variável Unitário – CVU igual zero.

8. Em 20 de fevereiro de 2015, o MME encaminhou a Metodologia de Cálculo do Índice de Custo Benefício (ICB) que representa o Anexo IX do Edital.

9. A Portaria MME nº 39, de 26 de fevereiro de 2015, definiu as Diretrizes da Sistemática a serem aplicadas no Leilão de Fontes Alternativas, de 2015. 10. Em 3 de fevereiro de 2015, na 3a Reunião Pública Ordinária, a Diretoria determinou a instauração da Audiência Pública - AP nº 04/2015, com vistas a subsidiar a aprovação do Edital e Anexos do Leilão nº 02/20151.

11. No período de 4/02/2015 a 06/03/2014, foram recebidas contribuições destinadas ao aperfeiçoamento do Edital e Anexos do Leilão de Fontes Alternativas de 2015, por meio do correio eletrônico “[email protected]”.

III - DA ANÁLISE

12. O Edital do Leilão nº 02/2015 e seus Anexos, ora submetidos à apreciação da Diretoria da ANEEL, foram elaborados de acordo com as normas gerais de licitações e de concessões, as diretrizes estabelecidas pelas Portarias MME nº 514/2011, nº 563/2014, e nº 39/2015 e observando as contribuições recebidas na AP 004/2015.

III. 1. Das Principais diretrizes estabelecidas pela Portaria MME nº 563/2014 13. Conforme a Portaria MME no 563/2014 e suas alterações, o Leilão LFA, de 2015, observará, dentre outras, as seguintes diretrizes:

14. será realizado em 27 de abril de 2015;

1 Em cumprimento à decisão proferida na 46ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria de 04/12/2012 foram submetidos à audiência pública o Edital e todos os Anexos nele previstos.

mailto:[email protected]

15. serão negociados CCEARs por disponibilidade, com prazo de suprimento de 20 anos,

diferenciados por fonte, para empreendimentos de geração a partir de termelétricas a

biomassa com Custo Variável Unitário - CVU igual a zero e de empreendimentos de

geração a partir de fonte eólica;

16. ocorrerá o início de suprimento de energia elétrica em 1º de janeiro de 2016, para

empreendimentos a biomassa, novos ou existentes, ou 1º de julho de 2017, para

novos empreendimentos de geração a biomassa e eólica;

17. será destinado o seguinte percentual mínimo de energia ao mercado regulado (ACR):

(i) para os empreendimentos novos, no mínimo, igual a 70% da garantia física;

(ii) para os empreendimentos existentes, no mínimo, 90% da diferença entre a

garantia física vigente e a revisada do Empreendimento, baseada no aumento da

disponibilidade de combustível e/ou eficiência energética sem aumento de

capacidade instalada, ou 10% da garantia física para os demais casos (sem

revisão de garantia física).

18. Este Leilão de Fontes Alternativas possui três produtos, dos quais dois são para biomassa e um para eólica. O primeiro produto se destina a usinas novas e existentes movidas a biomassa com início de suprimento em 01/01/2016, o segundo produto atende somente usinas novas a biomassa com início de suprimento em 01/07/2017 e o terceiro produto se destina a novas usinas eólicas com início de suprimento em 01/07/2017.

19. Observa-se, portanto, a possibilidade de participação no certame de centrais geradoras existentes ou novas para a fonte biomassa. Isso se deve aos objetivos de compatibilizar o nível de contratação das distribuidoras, inclusive no curto prazo, e de elevar a segurança do suprimento de energia elétrica.

III. 2. Dos empreendimentos cadastrados para participação e habilitação técnica pela EPE 20. Consoante informado pela CEL, na Nota Técnica no 06, de 2015, que subsidiou a instauração da Audiência Pública 04/2015, a Empresa de Pesquisa Energética – EPE comunicou que foram cadastrados 570 projetos para o Leilão LFA, de 2015, cujas fichas de dados e demais documentos seriam examinados no processo de habilitação técnica que antecede a realização do Leilão2.

2 A EPE não divulgou, até a presente data, o resultado da referida habilitação técnica de empreendimentos ao LFA/2015.

21. A Tabela 1 apresenta, por tipo, os empreendimentos cadastrados na EPE:

Tabela 1 - Empreendimentos cadastrados para o Leilão LFA, de 2015

Tipo Qtd Potência

Habilitável (MW)

EOL 530 12.630,6

Termelétrica a Biomassa 40 2.067,00

Total Geral 570 14.697,6

III. 3. Das Contribuições obtidas na AP 004/2015 22. Durante a Audiência Pública 004/2015, foram recepcionadas manifestações e propostas de 7 instituições: CCEE, CEMIG, Neoenergia, ABEEólica. CPFL Energia, Celesc Distribuição e Wobben Windpower.

23. No total, foram encaminhadas 75 (setenta e cinco) contribuições, das quais 35 (trinta e cinco) referentes ao Edital, 25 (vinte e cinco) referentes às minutas dos CCEARs (Anexo II do Edital) e 15 referentes ao Anexo IX do Edital, que trata dos requisitos técnicos mínimos para conexão de Centrais Geradoras Eólicas.

24. As contribuições para o Anexo II - Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR foram analisadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado e estão consolidadas na Nota Técnica nº 41/2015-SRM-ANEEL, de 17/03/2015.

25. A tabela 2 a seguir sintetiza o aproveitamento dessas contribuições para o aprimoramento do edital e seus anexos:

Tabela 2 – Resultados da análise das contribuições para o Edital do Leilão LFA 2015

Empresa Edital CCEARs Anexo IX

Não aceita

Aceita Parcialmente

Aceita Não aceita / não

considerada Aceita

Parcialmente Aceita

Não aceita

Aceita Parcialmente

Aceita

CCEE 17 5 6 1 - 4 - - -

ABEEólica 4 - - 5 - 1 5 5 -

CEMIG - - - - - 2 - - -

Celesc - - - 3 - - - - -

Neoenergia 2 - - 8 - 1 - - -

Wobem - - - - - - 1 4 -

CPFL Energia 1 - - - - - - - -

26. Relativamente às contribuições atinentes ao corpo do Edital, 11 (onze) foram aproveitadas pela CEL, total ou parcialmente, conforme detalhado no Relatório de Análise de Contribuições anexo a esta Nota Técnica.

27. Registre-se que essas contribuições aceitas relacionam-se a aprimoramentos no texto do edital, sem alterar na essência o edital colocado em audiência pública.

28. Nota-se que a minuta de edital para o Leilão LFA – 2015 baseou-se nos últimos editais realizados anteriormente, especialmente o Leilão A-3 de 2015, tendo incorporados várias alterações já especificadas em editais anteriores, observando as diretrizes especificadas na Portaria MME nº 563/2014.

29. Em razão de contribuição específica, foi colocada no glossário do Edital a definição de SPE – Sociedade de Proposito Específico, com a seguinte redação: Pessoa jurídica de direito privado criada na forma de sociedade limitada ou anônima, com objetivo específico de implantar e explorar determinado(s) empreendimento(s), com demonstrações contábeis e patrimônio distintos de seus acionistas.

30. A novidade introduzida para esse certame foi a necessidade de atendimento aos requisitos técnicos para a conexão de aerogeradores (Anexo IX).

31. Em relação às contribuições relacionadas ao Anexo IX, registre-se que 9 contribuições foram aceitas parcialmente, sendo 6 não aceitas.

32. Comenta-se que a análise dessas contribuições do Anexo IX contou também com subsídios do Operador Nacional do Sistema – ONS, com o objetivo de buscar o melhor juízo a respeito desses requisitos técnicos e, sobretudo, das contribuições recebidas das empresas.

33. Conquanto tenha apresentado contribuições para alteração/flexibilização de alguns atributos técnicos, em face da indisponibilidade de alguns componentes no mercado, a ABEEólica ponderou que “os aspectos abordados no Anexo IX do Edital não devem ser obrigações expressas no Leilão”, na medida em que: (i) os referidos requisitos técnicos tratam de itens constantes nos Procedimentos de Rede, devendo ser seguido o rito normal, como consulta pública e depois em audiência pública e eventuais workshops para ser implementado; (ii) a maioria dos aerogeradores que estão em negociação para esse Leilão não atenderiam a esses requisitos, sem possibilidade de se estimar o tempo necessário para tanto.

34. Nesse ponto, cabe registrar que a inclusão de requisitos técnicos para conexão de centrais eólicas no presente Leilão representa uma antecipação de idêntica proposta no âmbito dos trabalhos de revisão de módulos dos Procedimentos de Rede, ora em desenvolvimento por parte das áreas técnicas da Agência, sendo devidamente justificada pela diferenciação do “timing” desses dois eventos.

35. Por outro lado, esses requisitos que estão sendo exigidos são disponibilizados pelos principais fabricantes de aerogeradores, como pode ser verificado em vasta literatura especializada de fóruns internacionais, em uso em vários outros países.

36. Não obstante, foram flexibilizados alguns desses requisitos a partir das contribuições recebidas, evidenciando a disposição da ANEEL na conciliação de interesses da operação do sistema e das empresas geradoras, o que demonstra a efetividade desta Audiência Pública nº 04/2015. A título de exemplo, mencionam-se as seguintes atenuações e/ou modificações nos requisitos técnicos:

(i) diminuição de faixas para operação em regime de frequência não nominal;

(ii) definido o ONS como responsável por coordenar várias centrais eólicas conectadas em

uma mesma barra coletora; e

(iii) referência de injeção de corrente reativa sob defeito passa a ser o terminal dos

geradores.

IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 37. Os argumentos expressos nesta Nota Técnica estão fundamentados nos seguintes instrumentos legais e regulatórios:

(i) nas Leis nº 8.666/1993, nº 8.987/1995, nº 9.074/1995, nº 9.427/1996, Lei nº 10.848/ 2004; e nº 11.943/2009; (ii) nos Decretos nº 2.003/1996; e nº 5.163/2004; e (iii) nas Portarias MME nº 514/2011, nº 563/2014, e nº 39/2015.

V - DA CONCLUSÃO 38. As minutas do Edital e seus Anexos elaborados pela CEL, com apoio das áreas técnicas envolvidas no Leilão, foram aprovados pela Procuradoria-Geral e atendem às regras e diretrizes estabelecidas pelo MME e descritas em lei.

39. A análise das contribuições enviadas no decorrer da AP nº 004/2015, relativas ao texto do Edital, está consolidada no Relatório de Análise de Contribuições, o qual segue como anexo desta Nota Técnica.

40. As contribuições sobre as minutas de CCEAR foram objeto de análise da SRM e estão consolidadas na Nota Técnica nº 41/2015-SRM-ANEEL, de 17/03/2015.

41. Em face do exposto, a minuta do Edital do Leilão nº 02/2015 e seus Anexos encontra-se em condições de ser submetida à apreciação da Diretoria da ANEEL.

VI - DA RECOMENDAÇÃO 42. Recomenda-se encaminhar o Processo para deliberação da Diretoria da ANEEL.

MARCO ALESSANDRO PANDO Membro da Comissão Especial de Licitação

Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração

De acordo:

ROMÁRIO DE OLIVERIA BATISTA Presidente da Comissão Especial de Licitação

1

RESPOSTAS AOS COMENTÁRIOS E CONTRIBUIÇÕES RECEBIDOS NA AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 004/2015

ANÁLISE REFERENTE AO EDITAL DO LEILÃO Nº 02/2015-ANEEL (LFA - 2015)

2

EDITAL DO LEILÃO Nº. 02/2015-ANEEL

RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTES À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 004/2015

# Entidade Documento questionado

Proposta ANEEL

Aproveitamento Observação/Justificativa

1. ABEEólica Edital

2.3.1.2.3 A composição do consórcio não poderá ser alterada até antes da emissão da outorga de Autorização. Posteriormente, cCaso haja mudança de participação, o consórcio deverá solicitar prévia anuência da ANEEL para transferência de parte ou de toda a outorga titularidade do empreendimento VENCEDOR no leilão, conforme inciso VIII do art. 3º, da Lei nº. 9.427/1996, e inciso XII do art. 4° do Decreto 2.335/1997, mantidas as condições deste Edital até a operação do empreendimento, se for o caso.

Justificativa

A constituição de consórcio tem por vezes o objetivo de viabilizar a participação de um empreendimento no leilão, em se tratando, por exemplo, de empreendimento adquirido por terceiros, de forma que, sagrando-se vencedor, o consórcio não se faz mais necessário, pois a empresa que adquiriu o projeto o desenvolverá após o Leilão. Tendo em vista que a documentação referente à qualificação jurídica, econômica e fiscal apresentada pela Vendedora com vistas à Habilitação no Leilão está em concordância com a Resolução Normativa nº 484 de 17.04.2012, vimos sugerir que a prévia anuência da ANEEL para transferência de parte ou de toda a titularidade do empreendimento vencedor, excepcionalmente entre membros de um mesmo consórcio, seja realizada no momento da habilitação, antes da emissão da outorga de autorização.

Não aceita

A redação atual está adequada,

porquanto visa assegurar:

(i) a firmeza de compromissos entre

os membros de consórcio,

assumidos a partir da inscrição no

leilão, e consubstanciados no

contrato de constituição do

consórcio a ser apresentado para

fins de habilitação, caso vencedor

do certame;

(ii) que o empreendedor em nome

do qual foi cadastrado e habilitado

tecnicamente o projeto permaneça

como responsável, no âmbito do

consórcio, por todas as

informações, estudos e declarações

apresentadas junto à EPE, até a

emissão/contratação da outorga,

compartilhada entre as consorciadas

ou já titularizada pela SPE; e

(iii) a celeridade do processo de

outorga de autorização/concessão

para implantação do

empreendimento, sem prejuízo da

posterior transferência de


Proposta ANEEL


titularidade, em processo específico

de anuência, que se desenvolve fora

da licitação.


3.3 No caso de empreendimentos de geração de fonte eólica, além das condições para Cadastramento e Habilitação Técnica estabelecidas nas Portarias MME nº 21/2008 e 563/2014, os empreendedores deverão atender aos seguintes requisitos: (...) 3.3.3 Atendimento integral aos requisitos técnicos para conexão especificados no Anexo IX deste Edital Justificativa

Entendemos que os aspectos abordados no Anexo IX deste Edital, que trata esse item, não devem ser obrigações expressas do leilão. Isso porque, por padrão, os processos e exigências deste anexo tratam de itens constantes nos Procedimentos de Rede do ONS, que para sofrer qualquer tipo de alteração são primeiramente colocados em consulta pública e depois em audiência pública e eventuais workshops para então serem aprovados. Ademais, é importante ressaltar que algumas exigências tratadas no Anexo IX não podem ser atendidas, atualmente, pela maioria dos aerogeradores que estão sendo negociados para este leilão. Para atendimento de alguns requisitos, há necessidade de revisão de componentes (ex: conversores de potência) cujos fornecedores são internacionais, não sendo possível, neste momento, estimar o tempo necessário para atendimento desses requisitos.

Não aceita.

O objetivo da proposta referente

aos requisitos técnicos mínimos é

aumentar a robustez dos

aerogeradores diante de distúrbios

oriundos da rede de transmissão de

forma a não colocar em risco a

segurança elétrica do sistema.

Em relação aos requisitos propostos

não terem sido incorporados aos

Procedimentos de Rede,

esclarecemos que qualquer Edital

de licitação pode conter regras

específicas, que são submetidas à

Audiência Pública antes de

qualquer licitação. O próprio Edital

estabelece que o empreendedor

deve seguir os Procedimentos de

Rede.

Quanto aos requisitos do anexo IX,

conforme análise do ONS, esses são

disponibilizados pelos principais

fabricantes de aerogeradores, como

pode ser verificado em vasta

literatura especializada de fóruns

internacionais, com aplicação em

vários outros países.

Além disso, como poderá ser visto

adiante, alguns desses requisitos


Proposta ANEEL


foram flexibilizados a partir das

contribuições recebidas,

evidenciando a disposição da

ANEEL na conciliação de

interesses da operação do sistema e

das empresas geradoras, o que

demonstra a efetividade desta

Audiência Pública nº 04/2015.


11.7.3 A adimplência perante a CCEE será examinada por aquela Câmara, enquanto a adimplência setorial, relativamente às obrigações discriminadas no item 11.9, será verificada pela ANEEL, quando da análise da HABILITAÇÃO.

11.7.3.1 Para os empreendedores que não são agentes do setor, as certidões de a adimplência de obrigações perante a CCEE e ANEEL deverão ser substituídas por declarações informando esta qualidade setoriais será verificada pela CCEE, quando da análise da Habilitação.

Justificativa

A necessidade de emissão de declaração de adimplência das obrigações perante a CCEE e ANEEL de empreendedores que não são agentes setoriais encarregará estes órgãos de um retrabalho desnecessário, visto que esta verificação pode ser realizada quando da análise da habilitação, enquanto que, para os agentes setoriais a declaração pode ser emitida diretamente do site.

Não aceita

A redação do Edital está

adequada visando a celeridade do

processo de outorga de

autorização/concessão para

implantação do empreendimento.


Acrescentar 14.13.3 Excepcionalmente, com relação às alterações de compartilhamento das instalações de conexão de interesse restrito, o agente vendedor do leilão deverá apresentar para Comissão Especial do Leilão – CEL/ANEEL, em até 10 dias após a realização do leilão, o protocolo do pedido de informação de acesso junto ao ONS contemplando o compartilhamento entre Centrais geradoras. O ONS deverá encaminhar a Informação de acesso contemplando o compartilhamento das instalações de conexão diretamente à Comissão Especial do Leilão – CEL/ANEEL, que irá considerá-la no aviso de adjudicação do Leilão. A outorga emitida pelo MME

Não aceita

A redação do Edital está em conformidade com as diretrizes constantes da Portaria MME 514/2011.


Proposta ANEEL


deverá contemplar o compartilhamento das subestações conforme informação de acesso emitido pelo ONS. Justificativa

O compartilhamento das instalações de conexão de interesse restrito não implicam alterações dos valores de garantia física, de capacidade instalada e de localização das centrais geradoras. Trata-se, tão somente, de um mero ajuste formal das outorgas de autorização para que estejam compatíveis com o cadastramento e habilitação técnica na EPE e a própria realidade fática dos empreendimentos, uma vez que nem todos os empreendimentos de uma mesma empresa sagram-se vencedores no certame, sendo necessário realizar a realocação do compartilhamento das LTs destas centrais de geração.

Destaca-se, ainda, que existe a preocupação quanto ao prazo para obter esta adequação das outorgas de Autorização. Isso porque, como é de conhecimento dessa ANEEL, este documento deverá acompanhar o pedido de Solicitação de Acesso junto ao ONS, que por sua vez, deve ser instruído com antecedência mínima de 12 meses em relação à data de início da operação comercial da central geradora, conforme dispõe o item 6.1.1.1 do Submódulo 3.3, dos Procedimentos de Rede. Ainda nos termos da regulamentação aplicável, caso o Agente Autorizado não observe este prazo, poderá ficar sujeito a restrições de atendimento, sendo tudo isto determinante para a emissão Parecer de Acesso e, consequentemente, para a viabilização da conexão dos projetos.

5. CPFL Energia Edital

O Grupo CPFL Energia sugere excepcionalmente para o cálculo dos montantes de reposição dos anos de 2016 e de 2017 para declaração dos Leilões A-1 de 2015 e 2016, que o Regulador subtraia os montantes contratados no Leilão nº2/2015 de Fontes Alternativas. Justificativa

Entendemos que contratos de energia existente que se encerram devem ser repostos com novos contratos de energia existente, enquanto que o crescimento de mercado deverá ser atendido com contratos de energia nova. Apesar de não haver restrição explícita quanto a esta substituição de energia

Não aceita

A definição das diretrizes é de

competência do MME. Não é

contribuição ao edital.


Proposta ANEEL


existente por energia nova, o Decreto 5.163 prevê, em seu Artigo 40, penalidades no repasse da energia nova para distribuidoras que não contrataram a totalidade de seu Limite Mínimo de Recontratação (LM), equivalente a no mínimo 96% de seu montante de reposição, nos leilões de empreendimentos existentes. Abaixo, segue relato dos artigos 24 e 40 do Decreto 5.163/04

“... Art. 24. A partir de 2009, nos leilões de energia proveniente de empreendimentos existentes, cada agente de distribuição poderá contratar energia elétrica correspondente ao seu montante de reposição. § 1o Para os fins deste Decreto, entende-se por montante de reposição a quantidade de

energia elétrica decorrente:

I - do vencimento de contratos de compra de energia elétrica dos agentes de distribuição no ano “A-1”; e II - da redução da quantidade contratada pelos agentes de distribuição no ano “A” em relação ao ano “A-1”. § 2o Não integram o montante de reposição as reduções referidas no art. 29 e o vencimento de contratos celebrados por meio de leilões de ajuste referidos no art. 26. § 3o O agente de distribuição poderá, havendo oferta nos leilões, contratar: I - até meio por cento da carga do agente de distribuição comprador, verificada no ano “A-1”, acima do montante de reposição mencionado no caput, a exclusivo critério do agente de distribuição; II - a compra frustrada em leilões de que trata o caput e a exposição contratual involuntária de que trata o art. 3o, § 7o, inciso IV, desde que reconhecida pela ANEEL; III - o montante necessário para atendimento à opção de retorno de consumidores, enquadrados no art. 48, ao mercado regulado do agente de distribuição; e IV - o montante necessário para atendimento à necessidade de suprimento dos agentes de distribuição na forma do disposto no art. 16, inciso III e § 1o. (...) § 7o A apuração do montante de reposição deverá considerar os efeitos da


Proposta ANEEL


alocação de cotas da garantia física de energia e de potência proveniente das usinas hidrelétricas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de 2012, e de cotas de Angra I e II, conforme regulação da ANEEL. ..” Art. 40. O repasse às tarifas dos consumidores finais dos custos de aquisição da parcela da energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração equivalente à diferença entre o limite mínimo de recontratação e a quantidade efetivamente contratada nos leilões de compra de energia proveniente de empreendimentos existentes será limitado ao Valor de Referência da Energia Existente - VRE. § 1o Entende-se por limite mínimo de recontratação o valor positivo resultante da seguinte equação: LM = 96% . MR onde: LM é o limite mínimo de contratação; MR é o montante de reposição referido no art. 24; e § 2o O VRE é o valor médio ponderado, em Reais por MWh, de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes nos leilões realizados no ano “A-1”. § 3o O limite de repasse a que se refere o caput será aplicado somente nos três primeiros anos após o leilão de compra de energia proveniente de empreendimentos existentes em que o limite mínimo de recontratação não tenha sido atingido. § 4o O limite de repasse a que se refere o caput deverá ser aplicado à parcela de energia elétrica, proveniente de novos empreendimentos, adquirida nos leilões realizados no ano “A-3” ou “A-5” com CCEARs de maior preço. § 5o O disposto neste artigo não se aplica aos casos em que o limite mínimo de recontratação não tenha sido atingido por insuficiência de oferta nos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes, realizados no ano “A-1”, ao preço máximo definido no § 2o do art. 19. ..”


Proposta ANEEL


Com a publicação da Portaria 39/2015, contendo as diretrizes do Leilão nº2/2015 de Fontes Alternativas, identificamos um risco indevido de penalidade no repasse da energia nova contratada em leilões anteriores. Apesar das instruções da Portaria e do Decreto supracitado não ser de competência da ANEEL, vale lembrar, porém, que o Regulador poderá apurar tal penalidade nos processos tarifários das distribuidoras. O Grupo CPFL Energia sugere excepcionalmente para o cálculo dos montantes de reposição dos anos de 2016 e de 2017 para declaração dos Leilões A-1 de 2015 e 2016, que o Regulador subtraia os montantes contratados no Leilão nº2/2015 de Fontes Alternativas. A inclusão desta condição é necessária devido a:

1) A definição do Montante de Reposição no Art. 24 do Decreto 5.163/04 considera apenas os contratos que se encerram no ano A-1 ou que sofrem redução dos montantes contratados do ano A-1 para o ano A. Assim, supondo que uma distribuidora tenha um montante de reposição de 100 MW Médios para o ano de 2016 e que ela tenha contratado 30 MW Médios no Leilão nº 2/2015 de Fontes Alternativas, é esperado que no leilão A-1 de 2015 ela tenha que contratar 70 MW Médios (diferença entre o MR e o montante contratado no leilão de fontes alternativas).

2) Porém, quando for apurado o montante de reposição para declaração no leilão A-1 de 2015, a legislação não prevê que a contratação do Leilão nº 2/2015 de Fontes Alternativas seja levada em consideração. Desta maneira, as distribuidoras seriam obrigadas a contratar novamente 100 MW Médios e, em caso de sucesso no leilão, ela acabaria contratando 130 MW Médios entre Leilão nº2/2015 de Fontes Alternativas e Leilão A-1. Ou seja, entendemos que, nesse exemplo, a distribuidora deveria contratar apenas 70 MW Médios no leilão A-1, porém, conforme a legislação vigente, ela deverá contratar 100 MW Médios.


Proposta ANEEL


Outro fato importante remete ao Artigo 40: 1) No repasse do custo da energia nova contratada nos leilões regulados, as distribuidoras estão sujeitas a penalidades, conforme Art. 40, caso não tenham contratado a totalidade de seu Limite Mínimo de Recontratação (LM) com energia proveniente de empreendimentos existentes.

2) Neste leilão de fontes alternativas as distribuidoras poderão contratar energia oriunda de novos empreendimentos de geração. Desta maneira, o LM pode ser atendido com energia nova de maneira involuntária às distribuidoras.

3) Assim, na apuração do atendimento deste Limite para os anos de 2016 e 2017, deve ser observado que ele pode não ser atendido exclusivamente com energia existente dado que no Leilão de Fontes Alternativas poderá ser negociada energia nova para atendimento deste montante de reposição.

Para o produto de 2017, identificamos um risco de sobreposição de energia no balanço das distribuidoras. Como os produtos negociados no Leilão nº 2/2015 de Fontes Alternativas se iniciarão em Julho de 2017, atender a demanda anual deste ano pode dobrar a energia desses contratos no ano de 2018, por exemplo: MR_2017 = 10 MW Médios Contratação Leilão nº 2/2015 = 10 MW Médios (no ano de 2017) Ou seja, para a distribuidora contratar 10 MW Médios no ano de 2017 com um contrato de 6 meses neste ano, ela terá um montante de 20 MW Médios de Julho a Dezembro. Em 2018, esses contratos permanecerão com 20 MW Médios, gerando uma sobra no balanço das distribuidoras. Assim, a CPFL propõe que o período de Janeiro a Junho de 2017 seja reconhecido como “exposição involuntária” às distribuidoras, pois, caso a energia contratada seja nos moldes propostos no Leilão nº 2/2015, poderá gerar sobras às distribuidoras. Essa tratativa foi corretamente adotada pelo MME nos moldes do Leilão A de 2014 (13º Leilão de Energia Existente).


Proposta ANEEL


6. Grupo

Neoenergia Edital

15 – DAS CONDIÇÕES PARA ASSINATURA DOS CCEAR

15.7 Em data estimada no CRONOGRAMA, deverão ser celebrados os CCEAR, com os respectivos Contratos de Constituição de Garantia Via Vinculação de Receitas (CCG), para garantir o cumprimento das obrigações financeiras previstas nos CCEAR. Justificativa

Não vislumbramos a importância de eliminar as demais modalidades de garantias financeiras (FIANÇA BANCÁRIA e CESSÃO DE CDB) tradicionalmente disponíveis para os compradores da energia nos contratos dos certames anteriores, com o argumento de que a modalidade Via Vinculação de Receitas impõe maior robustez e a pouca utilização das demais nos leilões anteriores. A própria ANEEL através do inciso XIII do Art. 5º da Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004, já estabelece penalidade para descumprimento do aporte de garantias. RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 63, DE 12 DE MAIO DE 2004 Art. 5º Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo II: ............................ XIII - deixar de apresentar o agente as garantias financeiras exigidas para as transações de compra e venda de energia, na forma,condições, limites e

Não aceita

Há ressalvas quanto as novas

modalidades de garantias

financeiras propostas, conforme

análise anteriormente efetuada

mediante a Nota Técnica nº

204/2008-SEM/ANEEL, de

02/07/2008 (itens 22 a 39), no

âmbito da audiência pública nº

037/2008, referente ao Leilão A – 3

de 2008 (processo nº

48500.007396/2007-96.


Proposta ANEEL


prazos previstos em regulamentação específica;

A eliminação das citadas modalidades pode imputar às distribuidoras dificuldades no gerenciamento dos respectivos recebíveis.

7. Grupo

Neoenergia Edital

15.7.8 A não celebração, pelas partes, do CCEAR e do CCG da constituição da Garantia Financeira nos prazos previstos no CRONOGRAMA, publicado e atualizado no SITE DA ANEEL, sujeitará o infrator às penalidades previstas na Resolução Normativa ANEEL nº 63/2004, além da execução da Garantia de Participação, se COMPRADORA, e da Garantia de Fiel Cumprimento, se VENDEDORA. Justificativa

Idem justificativa anterior.

Não aceita


adequada visando garantir a

segurança na entrega da energia.

8. CCEE Edital

3.4 O custo de realização do LEILÃO será rateado entre as COMPRADORAS e as VENDEDORAS que negociarem energia no LEILÃO, na forma e nos prazos estabelecidos no item 4.2.10 deste Edital. Caso não haja negociação no LEILÃO ou este seja cancelado, o valor será arcado inteiramente pelas COMPRADORAS, na proporção dos montantes a serem atendidos no LEILÃO em MWmédios, conforme o art. 2 da Portaria MME nº 39/2015. Justificativa

A portaria que define a declaração de necessidade para as distribuidoras para o LEILÃO é a Portaria MME 39/2015.

Aceita

Realizada a alteração no subitem

3.4 do Edital.


Proposta ANEEL


9. CCEE Edital

3.6 A VENDEDORA deverá atender plenamente aos requisitos técnicos

estabelecidos nas REGRAS e os PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO

incluindo, mas não se limitando, o disposto sobre a adesão à CCEE e o sistema de

coleta e medição, estando a VENDEDORA sujeita às penalidades previstas nestes

documentos, em caso de descumprimento.

Justificativa

CCEE entende que o não cumprimento da realização tempestiva das atividades

relacionadas ao processo de adesão à CCEE, bem como do processo de

implantação do sistema de coleta e medição (também denominado de Sistema de

Medição para Faturamento -SMF) devem ensejar sanções ao Vendedor do leilão.

Aceita

Realizada a alteração no subitem

3.6 do Edital(Romário).

10. CCEE Edital

4.2.6.4 A CCEE receberá os envelopes lacrados e emitirá os correspondentes

recibos de entrega efetuará o protocolo de recebimento, via chancela eletrônica.

Justificativa

Apenas para deixar mais clara a forma de protocolo dos documentos entregues na

CCEE

Não aceita


adequada visto que não há

necessidade de adentrar no

detalhamento da forma do

recibo que a CCEE emitirá.

11. CCEE Edital

[...]

4.2.10.1.1 As cobranças serão encaminhadas individualmente para cada

VENDEDORA. Em caso de consórcio, a empresa cobrada será aquela indicada

como líder conforme item 7.2.1.2.2.

4.2.10.1.2 Em caso de inadimplência, incidirá sobre o valor devido pelos

participantes multa de 2%, cumulada de juros pro rata de 1% ao mês e da

atualização pelo IGP-M a partir do 5º dia útil após o vencimento de atualização

monetária mensal do débito com base no índice IGP-M positivo divulgado pela

Fundação Getúlio Vargas.

Justificativa

Esta contribuição tem como objetivo padronizar a emissão das cobranças evitando

futuros retrabalhos com envio de novas cobranças consolidadas a pedido dos

Aceita

A redação será alterada


Proposta ANEEL


participantes, tanto por empreendimento, quanto por participante.

Esta contribuição tem como objetivo apresentar um melhor entendimento quanto à

aplicação do índice IGP-M seguindo descritivo apresentado no PdCAm 04 – item

10.3.5.

12. CCEE Edital

5.1.5 Considera-se Representante Legal a pessoa legalmente credenciada por

COMPRADORA, VENDEDORA ou com poderes de representação para falar em

seu nome e/ou assinar a documentação exigida, de acordo com o disposto no seu

ato constitutivo, na ata de eleição dos atuais diretores, ou, se assim for permitido, o

procurador nomeado por esses diretores, por instrumento público ou particular,

desde que com firma reconhecida.

Justificativa

Na forma atual, a redação pode depreender que somente o Representante Legal

credenciado pela Vendedora/Compradora poderá atuar em seu nome, excluindo-se

aqueles outros que sejam representantes legais, porém, não credenciados.

Caso seja esse o entendimento, haverá necessidade de informar quais são os

representantes legais cadastrados de cada uma das vendedoras.

Aceita Parcialmente

A redação do subitem será

alterado de modo a modificar a

palavra credenciada por

habilitada.

13. CCEE Edital

Acrescentar:

[...]

“5.2.3 Não será exigido o registro das respectivas traduções juramentadas no ofício

de registro de títulos e documentos competente”.

Justificativa

Em função da exigência legal de registro de traduções juramentadas de

documentos estrangeiros em ofícios de registro de títulos e documentos (art. 130 da

Lei nº 6.015/73), deve restar claro que esta exigência não será requerida, a fim de

se evitar entendimento dissonante.

Não aceita

Segundo consta do art. 130 da

Lei nº 6.015/73 o registro no

RTD é condição de eficácia dos

documentos traduzidos para

produção de efeitos junto à

administração pública.


Proposta ANEEL


14. CCEE Edital

5.3.1 As VENDEDORAS ou consorciadas, que negociarem energia no LEILÃO,

deverão entregar APENAS 1 (um) conjunto completo de documentos de

HABILITAÇÃO em duas vias (uma impressa e uma digital) ainda que tenham se

sagrado vencedoras no LEILÃO em mais de um EMPREENDIMENTO,

FAZENDO CONSTAR NA FOLHA DE ABERTURA citada no item 5.1.3 todos

os EMPREENDIMENTOS vencedores.

Justificativa

Sugerimos evidenciar estes dois pontos, ou seja, a necessidade da apresentação de

apenas um jogo completo de documentos para todos os empreendimentos da

mesma Vendedora ou Consorciada, e, também, a necessidade da indicação dos

empreendimentos vencedores na folha de abertura, principalmente, nos casos em

que teve vencedor apenas um empreendimento.

Não Aceita

A sugestão de destaque não

merece acolhimento pois a

forma caixa alta é para

estabelecer definições

específicas constantes do

Glossário.

15. CCEE Edital

Acrescentar:

[...]

5.3.1.1 A via digital deve ser uma cópia, em arquivo único, fidedigna à via física,

inclusive no que tange à ordem dos documentos apresentados, e, à indicação de

numeração das folhas e à rubrica.

Justificativa

A inclusão de subitem tratando especificamente da via digital justifica-se uma vez

que se torna mais clara a presença de todos os documentos em via digital, estando

eles compilados e devidamente numerados.

Não aceita

Desnecessário colocar uma vez

que a documentação necessária

deve ser entregue em duas vias,

o que significa que a mesma

documentação deve ser entregue

em meios diferentes e estarem

completas.

16. CCEE Edital

5.3.3 Os documentos extraídos da internet serão aceitas pela CEL, contanto que (i)

sua autenticidade possa ser conferida por meio eletrônico, caso em que não será

exigida cópia autenticada por cartório e (ii) estejam em prefeita condição de

apresentação.

Justificativa

Alteração de redação para deixar mais claro que documentos extraídos da internet,

desde que possam ter sua autenticidade conferida eletronicamente, não precisarão

Não aceita

Desnecessário especificar isso,

uma vez que a regra é

encaminhar documentos

autenticados, exceção feita aos

documentos extraídos

diretamente da Internet que

devem ter meios de conferencia

eletrônico.


Proposta ANEEL


de autenticação por cartório. Nos últimos leilões foram recebidos alguns

questionamentos sobre esse item.

17. CCEE Edital

8.8 Para as COMPRADORAS, a Garantia de Participação deverá ter a CCEE

como beneficiária e a COMPRADORA como tomadora e vigorar por até 10 (dez)

dias úteis após a data estimada para assinatura dos CCEAR, conforme

CRONOGRAMA publicado no SITE DA ANEEL submódulo 3.2 - Contratos do

Ambiente Regulado dos Procedimentos de Comercialização, disponível no site da

CCEE, devendo ser mantida nas condições definidas neste Edital e ser prorrogável

por mais 90 (noventa) dias.

Justificativa

A CCEE, em conjunto com a SRM/ANEEL, está em fase de elaboração do

submódulo do Procedimento de Comercialização, específico para tratar atividades

e prazos no tocante à assinatura dos contratos que fazem parte do Ambiente de

Contratação Regulado. Nesse sentido, a CCEE propõe a substituição da referência

do Cronograma do Edital para os Procedimentos de Comercialização, a fim de

evitar possíveis divergências de informação entre os documentos.

Não aceita

A redação proposta remete a um

regulamento que se encontra

ainda em discussão.

18. CCEE Edital

“11.5.1 Ato Constitutivo, Ficha Cadastral da Junta Comercial competente e

comprovação dos poderes do(s) Representante(s) Legal(ais):”

Justificativa

Para se ter certeza de que foi apresentada a última alteração social dever ser

apresentado o referido documento, pois não é possível verificar, sem consultar o

site da Junta Comercial, que não se trata da última alteração, sendo que

determinadas Juntas Comerciais não têm esta informação de forma eletrônica.

Aceita

O Subitem será alterado.


Proposta ANEEL


19. CCEE Edital

[...]

11.5.1.1 Caso o Contrato Social ou Estatuto Social exija aprovação do Conselho de

Administração ou dos sócios para quaisquer atos relativos ao LEILÃO, deverá ser

apresentado o respectivo documento que comprove tal aprovação, nos termos

legais e conforme previstos no ato societário".

Justificativa

Determinados atos constitutivos exigem aprovações específicas para ações

relacionadas aos Leilões, por exemplo, aprovação do Conselho de Administração

ou dos sócios para participação da empresa em negócios que culminem em

responsabilidades superiores a determinados valores. Estes atos precisam ser

apresentados, e a redação sugerida torna isso claro.

Não aceita


adequada uma vez que o

subitem 11.5.1.1 especifica que

os poderes do representante

legal serão aferidos a partir do

contrato social ou estatuto

social, portanto se no ato

constitutivo for exigido

aprovação específica do

conselho de administração tal

aprovação deve ser encaminhada

junto com os demais

documentos por ser condição de

eficácia.

20. CCEE Edital

11.5.2.1 O diagrama deverá apresentar as participações diretas e indiretas, até seu

último nível. A abertura deve considerar todo tipo de participação, inclusive

minoritária superior a 5%. Participações inferiores a 5% também devem ser

informadas quando o acionista fizer parte do Grupo de Controle por meio de

Acordo de Acionistas. Caso a abertura apresentada tenha participantes com

participação superior a 5% e a abertura não seja possível em razão de se tratar de

capital pulverizado, deverá ser apresentada essa informação como nota no próprio

diagrama, quando for o caso.”

Justificativa

Tal alteração simplesmente otimiza a disponibilização das informações, evitando-

se que se exija a esclarecimentos adicionais e a apresentação de novo diagrama, no

qual se esclarece que se trata de capital pulverizado.

Não aceita

Cabe a empresa apresentar as

justificativas cabíveis quando

não for possível atender a regra

estabelecida no edital.


Proposta ANEEL


21. CCEE Edital

[...]

11.5.3.1 Deve constar expressamente do Contrato de Constituição de Consórcio a

obrigação das partes de constituir uma Sociedade de Propósito Específico - SPE,

caso eventualmente se enquadrarem nas hipóteses previstas no item 2.4 deste

Edital.

Justificativa

A despeito de tratar-se de determinação e obrigação decorrente da própria letra do

Edital, sugere-se reiterar neste item a obrigatoriedade de constituição de SPE para

os casos previstos no item 2.4.

Não aceita

Não merece ser acolhida a

sugestão uma vez que o

consórcio pode ter sido

constituído antes do edital.

22. CCEE Edital

11.5.4.1 Ato de constituição do FIP e o inteiro teor de seu regulamento,

devidamente rubricados e assinados, com firmas reconhecidas em

cartório,acompanhados de certidão comprobatória de seu registro em cartório de

títulos e documentos;

Justificativa

Sendo o Ato Constitutivo do FIP arquivado no Registro de Títulos e Documentos

(RTD), a apresentação da cópia da via registrada em cartório isenta da necessidade

de apresentação de documento assinado e com firma reconhecida.

Aceita

O Subitem será alterado.

23. CCEE Edital

11.6.1 Certidão Negativa de Débito da Previdência Social (CND) ou Certidão

Positiva com Efeitos de Negativa da Previdência Social (CND/EN);Certidão

Negativa de Débitos Relativos aos Tributos Federais à Dívida Ativa Da União

11.6.3 Certidão Conjunta Negativa de Débitos Relativos aos Tributos Federais e à

Dívida Ativa da União ou Certidão Conjunta Positiva com Efeitos de Negativa de

Débitos Relativos aos Tributos Federais e à Dívida Ativa da União; Justificativa

Aceita

Será retirado o subitem 11.6.1 e

os demais subitens serão

renumerados.


Proposta ANEEL


Desde 20 de outubro de 2014, é emitida apenas uma certidão para as duas

finalidades

http://www.receita.fazenda.gov.br/automaticoSRFSinot/2014/10/03/2014_10_03_1

2_19_31_747689397.html Assim, sugere-se unificar ambos os itens.

24. CCEE Edital

11.6.4 Certidão Negativa, ou Certidão Positiva com Efeitos de Negativa, de

regularidade fiscal para com a Fazenda Estadual/Distrital, inclusive quanto à aos

débitos inscritos e não inscritos na Dívida Ativa.

Justificativa

Determinados estados emitem certidões separadas para débitos inscritos e não

inscritos na dívida ativa e, na maioria das vezes, os participantes não se atentam ou

desconhecem esse fato, por isso a importância de deixar expressa a exigência em

edital.

Não aceita

A redação do edital registra que

a certidão ou certidões se

referem aos débitos estaduais

inscritos e não inscritos na

divida ativa.

25. CCEE Edital

11.6.5 Certidão de regularidade fiscal para com a Fazenda Municipal da sede do

empreendedor, inclusive quanto àaos débitos inscritos e não inscritos na Dívida

Ativa, aplicando-se-lhe também o disposto no item 11.6.4.1.

Justificativa

Determinados municípios emitem certidões separadas para débitos inscritos e não

inscritos na dívida ativa e, na maioria das vezes, os participantes não se atentam ou

desconhecem esse fato, por isso a importância de deixar expressa a exigência em

edital.

Não aceita

A redação do edital registra que

a certidão ou certidões se

referem aos débitos municipais

inscritos e não inscritos na

divida ativa.

26. CCEE Edital

11.7.2.3 Caso a VENDEDORA que negociar energia no LEILÃO seja FIP, deverá

apresentar as demonstrações financeiras exigíveis pela CVM, acompanhadas de

prova do cumprimento do disposto no art. 32 da Instrução CVM nº 391, de 16 de

julho de 2003 contábeis do último ano de exercício acompanhada de parecer de

Auditores Independentes.

Justificativa

Não aceita

O objetivo de vincular à

instrução normativa da CVM

relacionado aos documentos que

a vendedora deve apresentar

fundamenta-se na percepção de

que essa Autarquia possui a

expertise para listar os

documentos relevantes para

http://www.receita.fazenda.gov.br/automaticoSRFSinot/2014/10/03/2014_10_03_12_19_31_747689397.html

http://www.receita.fazenda.gov.br/automaticoSRFSinot/2014/10/03/2014_10_03_12_19_31_747689397.html


Proposta ANEEL


Sugerimos alteração da redação do referido item, uma vez que a não apresentação

das demonstrações financeiras exigíveis pela CVM representa, no limite, mera

irregularidade administrativa perante referida Comissão, não implicando ônus ou

efeitos negativos para a operação do FIP e, em especial, considerando-se que a são

apresentadas as demonstrações contábeis anuais.

possibilitar a aferição da

qualificação econômico-

financeiro de determinado FIP.

27. CCEE Edital

“Incluir Item”

Definição de “Sociedade de Propósito Específico” para aplicação do item

11.7.2.5.2

Justificativa

Sugerimos que seja incluída no Edital a definição expressa do que a ANEEL

entende por “Sociedade de Propósito Específico”, para aplicação do item

11.7.2.5.2, ou seja, se se refere à empresa que simplesmente mencione ser SPE em

sua razão social, ou se será considerada a natureza da SPE, ainda que esta

expressão não esteja na razão social da empresa.

A formulação da sugestão é justificada uma vez que tem impacto direto na comprovação do patrimônio líquido da empresa, trazendo clareza se o patrimônio a ser comprovado é exclusivamente da empresa ou se há possibilidade de ser comprovado por suas controladoras diretas.

Aceita

Será acrescida ao glossário a

definição de SPE.

28. CCEE Edital

Incluir

11.7.2.5.3.1 “Para atendimento do disposto no item 11.7.2.5.3 do Edital, a

VENDEDORA que negociar energia no LEILÃO deverá encaminhar declaração,

assinada pelos seus representantes legais com firma reconhecida, sobre o(s)

valor(es) do patrimônio líquido do(s) seu(s) controlador(es) direto(s), indicando

o(s) documento(s) contábil(eis) em que consta(m) tal(is) informação(ões).

11.7.2.5.3.2: “Caso a VENDEDORA que negociar energia no LEILÃO participe

de mais de um empreendimento (seja consórcio, seja individualmente), deve

incluir na referida declaração uma lista com todos os empreendimentos,

informando para cada empreendimento o respectivo percentual de participação.”

Aceitar Parcialmente

Serão acrescidos 2 subitens. .


Proposta ANEEL


Justificativa

O item 11.7.2.5.3 exige que as controladores diretas também comprovem

patrimônio líquido mínimo de 10% do valor do investimento declarado à EPE. No

entanto, não exige a forma pela qual deverá ser comprovada. Para tanto sugerimos

que seja exigida declaração informando o valor do patrimônio líquido das

controladoras, conforme exigido no último leilão (06/2014).

29. CCEE Edital

Sugestão de texto nos itens 11.7.3 e 11.9.1 “A análise da adimplência, realizada

pela CCEE e pela ANEEL, englobará também a(s) sociedade(s) ou entidade(s)

controladora(s) direta(s) e/ou indiretas(s) da VENDEDORA. Para tanto, deverá ser

apresentada declaração pela VENDEDORA, assinada e com firma reconhecida,

indicando as controladoras diretas e indiretas e os respectivos CNPJ.”

Justificativa

Sugerimos que a empresa apresente lista das controladoras diretas e indiretas para

facilitar a verificação pela CCEE e ANEEL.

Aceita Parcialmente

O apontamento do controlador

direto e indireto será pedido no

diagrama do grupo econômico.

30. CCEE Edital

12.2 As VENDEDORAS que negociarem energia no LEILÃO e as SPE

constituídas para serem titulares de outorga de Autorização, que ainda não tenham

aderido à CCEE, deverão ingressar com pedido de adesão à CCEE, no prazo de até

15 (quinze) 5 (cinco) dias úteis após a publicação do Aviso de Homologação e

Adjudicação, e concluir seu processo de adesão no prazo de até 15 (quinze) dias

úteis da data de publicação do respectivo ato autorizativo, atendendo o disposto no

PROCEDIMENTO DE COMERCIALIZAÇÃO Submódulo 1.1 (disponível no site

da CCEE: www.ccee.org.br > O que fazemos > Procedimentos de Comercialização

> 1 Módulo 1 - Agentes - Submodulo 1.1 - Adesão à CCEE), de modo a cumprir as

regras para assinatura dos CCEAR. a data de celebração do contrato de concessão

ou de publicação do respectivo ato autorizativo, atendendo o disposto no Módulo 1

- Agentes, dos Procedimentos de Comercialização, disponível no site da CCEE.

Justificativa

Conforme o próprio edital de leilão, o prazo para constituição da SPE para fins da

emissão da outorga se dá em até 120 dias corridos contados a partir da data de

Aceita Parcialmente

A redação proposta não atende

suficientemente os casos de

empreendimentos que

participam com outorga,

contudo a redação do referido

subitem será alterada.


Proposta ANEEL


realização do leilão. Como a adesão à CCEE está condicionada à publicação da

outorga, a CCEE entende que, para melhorar a eficácia do processo, o início do

pedido de adesão deverá estar vinculado à data de celebração do contrato de

concessão ou de publicação do ato autorizativo. Ademais, o prazo relativo a essa

obrigação poderá ser reduzido de 15 para 5 dias úteis, compatível com os prazos já

praticados nos Procedimentos de Comercialização, com vistas a tornar tal processo

mais conciso.

OBS: Sugerimos avaliar realocação deste parágrafo para o item 14 - Das

Condições da Outorga, devido às alterações de texto.

31. CCEE Edital

Excluir

15.6 A critério da VENDEDORA, desde que previsto no CCEAR, os

empreendimentos de uma mesma fonte energética, negociados no LEILÃO e

localizados no mesmo Submercado, poderão ser agregados em um único CCEAR

da VENDEDORA.

Justificativa Para acompanhamento do processo de assinatura a partir da outorga, agrupar

empreendimentos em um mesmo contrato compromete o acompanhamento do

processo, pois as outorgas podem não ser publicadas na mesma data.

Além disso, nos casos onde o empreendedor optar pela agregação, eventual

diferença de prazo na emissão de outorgas pode acarretar em atraso na assinatura

do CCEAR.

Aceita parcialmente

A possibilidade de agregação de

vários empreendimentos em um

único CCEAR deve ser mantida,

conquanto a redação foi alterada

de forma a inserir a

discricionariedade à CCEE para

aceite da agregação dos

contratos.

32. CCEE Edital

15.7 Em data estimada no CRONOGRAMA, Deverão ser celebrados os CCEAR,

com os respectivos Contratos de Constituição de Garantia Via Vinculação de

Receitas (CCG), para garantir o cumprimento das obrigações financeiras previstas

nos CCEAR, conforme prazos estabelecidos no submódulo 3.2 - Contratos do

Ambiente Regulado dos Procedimentos de Comercialização.

Justificativa

Não aceita





Proposta ANEEL


Idem ao item 8.8 (ítem 17)

33. CCEE Edital

15.7.8 A não celebração, pelas partes, do CCEAR e do CCG nos prazos previstos

no CRONOGRAMA, publicado e atualizado no SITE DA ANEELnos

Procedimentos de Comercialização, disponibilizados no site da CCEE, sujeitará o

infrator às penalidades previstas na Resolução Normativa ANEEL nº 63/2004,

além da execução da Garantia de Participação, se COMPRADORA, e da Garantia

de Fiel Cumprimento, se VENDEDORA.

Justificativa Idem ao item 8.8 (ítem 17)

Não aceita




34. CCEE Edital

15.8 No momento da celebração dos CCEARA efetivação da adesão à CCEE é

condição indispensável no momento da assinatura dos CCEAR, e as partes

VENDEDORAS E COMPRADORAS deverão aindaser comprovadascomprovar

as seguintes condições inerentes à validade desses contratos e dos CCG:

Justificativa A CCEE entende que é importante reiterar a necessidade da conclusão do processo

de adesão à CCEE para a assinatura dos contratos, conforme submódulo 3.2 -

Contratos do Ambiente Regulado dos Procedimentos de Comercialização.

Não aceita

O edital já consta a necessidade

de adesão à CCEE para a

assinatura do CCEAR.

35. CCEE Edital

15.9 A formalização dos CCEAR e das garantias financeiras para cumprimento das

obrigações financeiras neles previstas constituem obrigações incondicionais

existentes entre a VENDEDORA e cada uma das COMPRADORAS, conforme o

processo que vier a ser implementado no âmbito da CCEEconforme o submódulo

3.2 - Contratos do Ambiente Regulado dos Procedimentos de Comercialização,

incluindo os custos decorrentes do processo.

Justificativa

Não aceita





Proposta ANEEL


Idem ao item 8.8 (ítem 17)

36. CELESC

Distribuição S.A. CCEAR/Edital

Indagação:

1) Se existe perspectiva para a realização do Leilão A-1 ainda em 2015. Se a

distribuidora que possui Montante de Reposição para os respectivos anos terá o mesmo limite mínimo de recontratação de 96% como os leilões de energia existente para este leilão. Se caso a distribuidora decida não declarar com perspectiva de realização do Leilão A-1 sendo este frustrado, acarretará em exposição involuntária;

2) Se a distribuidora que declarar Montante de Reposição para o produto 2017,

terá garantia de um leilão para os primeiros 6 meses do ano, e caso não se realize o leilão ou não haja energia suficiente para atendimento a distribuidora terá garantia de exposição involuntária com possíveis repasses.

3) A apreciação do órgão regulador para preservação da continuidade do modelo do setor elétrico onde energia nova atenderia somente ao Montante Incremental e energia existente atenderia ao Montante de Reposição e caso haja sobra, ao Montante Incremental.

Não aceita

A definição das diretrizes é de

competência do MME. Não é

contribuição ao edital.

37. CCEE CCEAR (TODOS)

Cláusulas 11.2.2 (EOL), 10.2.2 (BIO)

[...]

Caso não sanada, no prazo máximo de 15 (quinze) dias úteis contados do

recebimento de notificação de que trata a subcláusula 11.2.1, a PARTE

adimplente considerará resolvido o CONTRATO, após a anuência da ANEEL.

Justificativa

Aceita


Proposta ANEEL


A CCEE sugere ajuste na cláusula de resolução dos CCEARs, conforme

entendimento da Diretoria da ANEEL no julgamento do processo nº

48500.004512/2014-44 (Despacho ANEEL nº 3.834/2014), que concluiu pela

necessidade de anuência prévia da Agência para a rescisão unilateral de contrato

regulado.


Excluir cláusulas que façam referência à USINA N (minutas: quantidade e biomassa com CVU nulo)

Justificativa

Em conformidade com o proposto no item 15.6 do EDITAL, é necessário excluir

as referências à USINA N (mais de 1 empreendimento por contrato)

Não Aceita

Vinculada a resposta do item 31.


Cláusulas 9.3.2 (EOL), 8.3.2 (BIO), de acordo com o tipo de minuta, bem como no

ANEXO III (CCG)

[...]

O(s) DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA poderão ser emitidos em nome da(s)

matriz(es) ou filial(is) do VENDEDOR ou do COMPRADOR, conforme

previamente informado e acertado entre as PARTES

Justificativa Adequação do texto no intuito de proporcionar menor burocracia para os agentes,

tendo em vista que é a única alteração contratual não decorrente de ato regulatório

que exige aditivo contratual.

Aceita

40. CCEE CCEAR

(BIOMASSA)

6.2 Os montantes especificados na(s) tabela(s) seguinte(s), referenciados ao

CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO da(s) USINA(S), ressalvado o

disposto na subcláusula 6.2.1, representam a obrigação mensal de entrega de

ENERGIA pelo VENDEDOR:

Justificativa Adequação visto que subcláusula 6.2.1 não está presente no contrato.

Aceita


Proposta ANEEL


41. CCEE CCEAR

(BIOMASSA)

DEFINIÇÕES MECANISMO DE COMPENSAÇÃO DE SOBRAS E DÉFICITS – MCSD

CONTRATAÇÃO ESCALONADA: Processo de realocação, entre AGENTES

DISTRIBUIDORES participantes da CCEE, de montantes de ENERGIA

contratados no ACR, de que trata o § 5º do art. 28 do Decreto nº 5.163, de 2004,

incluído pelo Decreto nº 6.210, de 2007, e regulamentado pela Resolução

Normativa nº 380, de 24 de novembro de 2009

Justificativa Não há menção do termo no CCEAR.

Aceita

42. Grupo

Neoenergia CCEAR (TODOS)

CLÁUSULA 1ª – DO OBJETO E ANEXOS DO CONTRATO

1.2. São partes integrantes do CONTRATO: a) ANEXO I – PARÂMETROS DA CONTRATAÇÃO; b) ANEXO II – DEFINIÇÕES; c) ANEXO III – CONTRATO DE CONSTITUIÇÃO DE GARANTIA – CCG; d) ANEXO IV – CONTRATO DE CONCESSÃO e/ou ATO AUTORIZATIVO, e seus aditivos, que fica incorporado ao CONTRATO por referência, como se nele estivesse transcrito. e) ANEXO IV - CONTRATO DE CESSÃO DE DIREITOS CREDITÓRIOS DE CDB. Justificativa


Não aceita

Há ressalvas quanto a nova

modalidade de garantia

financeira proposta, conforme




02/07/2008 (itens 22 a 39), no


037/2008, referente ao Leilão A

– 3 de 2008 (processo nº

48500.007396/2007-96.

43. Grupo


Incluir.

CLÁUSULA XX – DAS GARANTIAS FINANCEIRAS xx.1. As PARTES devem celebrar um instrumento jurídicofinanceiro como garantia do fiel cumprimento das obrigações do CONTRATO, observados os prazos constantes

Não aceita

Há ressalvas quanto as novas

modalidades de garantias

financeiras propostas, conforme





Proposta ANEEL


do EDITAL, dentre as quais: (i) FIANÇA BANCÁRIA; (ii) CCG, conforme modelo constante do ANEXO III; ou (iii) CESSÃO DE CDB, conforme modelo constante do ANEXO XX.

xx.2. No prazo de até três dias corridos a contar da assinatura deste CONTRATO, caso não seja possível às PARTES acordarem qualquer das garantias mencionadas na subcláusula XX.1, o COMPRADOR deverá oferecer garantias provisórias no valor correspondente, que vigorarão pelo prazo máximo de sessenta dias corridos, constituídas de:

(i) moeda corrente nacional; (ii) títulos públicos devidamente aprovados pelo VENDEDOR; (iii) cartas de fianças ou cartas de créditos emitidas por instituições com sede no país ou no exterior, devidamente aprovadas pelo VENDEDOR; e (iv) outra forma aceita pelo VENDEDOR

xx.3. No prazo de vigência das garantias provisórias previstas na subcláusula XX.2, as PARTES ficarão obrigadas a acordar um instrumento jurídico-financeiro de garantia dentre aqueles listados na subcláusula XX.1. Não o fazendo, o CONTRATO será considerado resolvido, sem prejuízo dos direitos e obrigações dele decorrentes durante o período de sua vigência. XX.4. O COMPRADOR poderá substituir, a qualquer momento, desde que em comum acordo com o VENDEDOR, as garantias concedidas, respeitando as opções listadas na

02/07/2008 (itens 22 a 39), no


037/2008, referente ao Leilão A

– 3 de 2008 (processo nº

48500.007396/2007-96.


Proposta ANEEL


subcláusula XX.1 e informando previamente a CCEE sobre essa alteração. XX.5. Nos casos onde a GARANTIA FINANCEIRA acordada entre as PARTES for a FIANÇA BANCÁRIA ou a CESSÃO DE CDB, o valor a ser colocado à disposição do VENDEDOR para realização de seu crédito, quando da ocorrência de inadimplência no pagamento de qualquer valor devido pelo COMPRADOR, deverá ser igual a 1,2 vezes o valor do DOCUMENTO DE COBRANÇA mensal, observada a forma de atualização monetária nos termos do CONTRATO. Justificativa


44. Grupo


RETIRAR 9.5. As PARTES concordam que, na hipótese de o VENDEDOR ficar inadimplente na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, sendo essa inadimplência decorrente deste CONTRATO, os recursos financeiros associados ao faturamento bilateral estabelecido na subcláusula 9.3* serão utilizados para abater os valores inadimplidos pelo VENDEDOR junto ao MERCADO DE CURTO PRAZO, conforme regulamentação específica. 9.5.1.* Enquanto perdurar a situação de inadimplência do VENDEDOR na liquidação financeira do MERCADO DE CURTO PRAZO, todo faturamento, realizado nos termos da subcláusula 9.3*, deverá ser feito de modo que os recursos financeiros associados a esse faturamento bilateral sejam transferidos para a conta corrente do VENDEDOR junto ao AGENTE DE LIQUIDAÇÃO.

Não aceita

A Aneel entende como adequado utilizar os recebíveis do CCEAR no caso de inadimplência no mercado de curto prazo. Ademais, tal regra já consta estabelecida nas Regras de Comercialização.


Proposta ANEEL


Justificativa

Entendemos que pagamentos contratuais bilaterais não deverão ser utilizados para sanar inadimplências na liquidação do Mercado de Curto Prazo. Tal procedimento implica em alterações das Regras de Comercialização ainda não contempladas no último processo de Audiência Pública para análise das citadas regras.

45. Grupo


CLÁUSULA 12 – DA RESPONSABILIDADE E INDENIZAÇÃO

12.1.* A PARTE que, por sua ação ou omissão, der causa à resolução do CONTRATO por incorrer nas hipóteses tratadas na Cláusula 12 ficará obrigada a pagar à outra PARTE, sem prejuízo de perdas e danos, penalidade de multa por resolução, limitada a um ano de faturamento, calculado de acordo com a fórmula abaixo descrita:

Onde: RF: valor da RECEITA FIXA vigente na data de resolução, expresso em R$/ano, nos termos da Cláusula 8ª; VECR: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, remanescente entre a data de resolução e a data de término do PERÍODO DE SUPRIMENTO; VEC: volume de ENERGIA CONTRATADA, expresso em MWh, relativo ao ano da resolução do CONTRATO; e min: é a função mínimo que calcula o menor dentre dois valores.

Não aceita Há proporcionalidade entre a

falta e penalidade.


Proposta ANEEL


Justificativa

Não consideramos prudente redução da multa por resolução do contrato, frente ao montante que vinha sendo adotado nos certames anteriores. Sugerimos, adicionalmente, padronizar as fórmulas de cálculo das multas em todos os CCEARs no sentido de facilitar a internalização desta para todos os agentes e evitar interpretações divergentes das mesmas.

46. Grupo


12.4.* A responsabilidade de cada uma das PARTES no âmbito deste CONTRATO referente ao pagamento de quaisquer ônus decorrentes de tal resolução

contratual, conforme estabelece a subcláusula 11.3*, adicional a penalidade de multa por

rescisão, estabelecida na subcláusula 13.1*, estará, em qualquer hipótese, limitada aos montantes de danos que der causa. Justificativa

A alteração proposta visa esclarecer que a multa rescisória é realmente devida pelo vendedor, em caso de resolução do contrato, independente dos danos a que ele der causa.

Não aceita A cláusula trata de hipótese

cabível às partes e não

especificamente ao vendedor.

47. Grupo

Neoenergia CCEAR EOL

CLÁUSULA – DOS MONTANTES CONTRATADOS

4.1.2 A POTÊNCIA ASSOCIADA será igual a 0% (zero por cento) da energia contratada, não sendo a potência gerada considerada um recurso do vendedor. corresponde ao valor da ENERGIA CONTRATADA, e será considerada como recurso do COMPRADOR e requisito do VENDEDOR no processo de apuração de insuficiência de lastro de POTÊNCIA, nos termos das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO.

Não aceita

Fora do escopo da AP.

Portaria MME 563/2014, de

diretrizes do leilão, estabelece

no seu art 7º, inciso I, que

para usinas eólicas a potência

associada será igual a zero

por cento da energia

contratada.


Proposta ANEEL


Justificativa

Como as Distribuidoras têm obrigação, nos termos do Decreto 5.163/2004, garantir o atendimento a 100% de seus mercados de energia e potência por intermédio de contratos registrados na CCEE e que, até o momento, só o podem fazer por meio de leilões regulados, todos os contratos firmados nestes leilões devem conter uma potência associada que possa conferir tal lastro.

48. Grupo


CLÁUSULA 8ª – DOS RESSARCIMENTOS

8.4. Os valores monetários associados aos ressarcimentos de que trata esta Cláusula serão lançados como débito do VENDEDOR, em doze parcelas mensais, no processo de apuração dos valores a serem faturados pelo VENDEDOR, conforme disposto na Cláusula 9ª, devendo o primeiro lançamento ocorrer no primeiro ciclo de faturamento subsequente ao do cálculo. Justificativa

Para evitar o carregamento de créditos pelos compradores, causando impactos nos seus caixas, propomos que por ocasião da consolidação dos valores monetários a serem pagos pelo vendedor, estes sejam faturados imediatamente pelo comprador, através da emissão de DOCUMENTOS DE COBRANÇA no primeiro ciclo de faturamento subsequente ao do cálculo ou de comum acordo entre as partes, em meses subsequentes. O tratamento sugerido está aderente ao disposto na cláusula 9.8.2 deste mesmo contrato. “9.8.2 Os ajustes de que trata a subcláusula 9.8.1

ensejarão a emissão do competente DOCUMENTO DE COBRANÇA, que deverá identificar o mês de competência do

Aceita


Proposta ANEEL


suprimento, cuja compensação poderá se dar no próprio mês, ou, de comum acordo entre as PARTES, em DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA subsequente(s).”

49. Grupo


CLÁUSULA 9ª: DO FATURAMENTO

9.1 Na definição dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo VENDEDOR, serão considerados, de forma conjunta, os valores associados: (i) à RECEITA DE VENDA; (ii) ao ressarcimento estabelecido na Cláusula 8ª; (iii) à multa estabelecida na subcláusula 5.6.4; e (iv) às demais disposições do CONTRATO que envolvam acerto financeiro. 9.1.1-a) Ao VENDEDOR caberá o faturamento da RECEITA DE VENDA conforme disposto na cláusula 9ª e ajustes mensais apurados pela CCEE. 9.1.1-b) Ao COMPRADOR caberá a emissão de Nota de Débito, contra o VENDEDOR, relacionada a acertos financeiros apurados pela CCEE e decorrentes do CONTRATO que geram crédito ao COMPRADOR.

9.1.1 Caso o total dos acertos financeiros de que tratam as Subcláusulas 9.1(ii) e 9.1(iiv) resulte em valor superior ao valor de que trata a Subcláusula 9.1(i), o pagamento do COMPRADOR ao VENDEDOR no mês correspondente deverá ser em valor igual a zero e o saldo remanescente deverá ser considerado no(s) faturamento(s) posterior(es) em tantas vezes quantas forem necessárias para sua quitação faturado pelo COMPRADOR, no próprio mês de referência, através da emissão de DOCUMENTO DE COBRANÇA. 9.1.2. Nas hipóteses previstas na Subcláusula 9.1.1 o faturamento do VENDEDOR ao COMPRADOR deverá observar a legislação tributária

Não aceita

O procedimento proposto é de

difícil operacionalização, haja

vista que o comprador deveria

emitir uma nota de débito contra

o vendedor, o que já foi

rechaçada pelas distribuidoras, e

os prazos disponíveis também

são exíguos.


Proposta ANEEL


atinente à espécie. 9.1.3. O saldo remanescente de que trata a subcláusula 9.1.1 será atualizado mensalmente pelo IPCA. 9.1.4. Na hipótese de existência de crédito remanescente a favor do COMPRADOR, conforme disposto na subcláusula 9.1.1, quando da resolução do CONTRATO ou do término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, o COMPRADOR deverá efetuar a cobrança dos valores apurados em face do VENDEDOR. (Renumerar as subcláusulas) Justificativa

Atualmente há 02 problemas relacionados ao faturamento dos contratos por disponibilidade:

(i) fiscal - referente à dedução do crédito do comprador da receita de venda. A existência de crédito do comprador em virtude da apuração de ressarcimentos não deve anular ou reduzir a receita de venda a ser faturada pelo vendedor, pois a base de cálculo para apuração de imposto é a receita de venda e não o líquido entre a receita de venda e os ressarcimentos. (ii) operacional - referente a padronização do processo de faturamento e pagamento entre geradores e distribuidores. Com o aumento do número e valores de ressarcimentos apurados pela CCEE, a compensação bilateral ficou confusa pois cada gerador passou a faturar da sua forma e entendimento. O processo de controle e conferência de notas fiscais de disponibilidade ficou complexo, visto que os vendedores faturam energia,


Proposta ANEEL


ressarcimento, multas, ajustes e correção por IPCA em uma única rubrica na Nota Fiscal, ocasionando assim dificuldade no controle e baixa do contas a receber do ressarcimento, registro da despesa de compra de energia, demonstrações para SAMP, memória de energia e apresentação a auditoria. Enfim, há impacto no âmbito fiscal, contábil e regulatório visto que o registro do Ressarcimento ocorre em uma conta do ativo. Desta forma, propomos que seja padronizado o faturamento dos contratos. As geradoras faturariam a receita de venda (receita fixa + receita variável e outras eventuais receitas) e as distribuidoras emitiriam nota de débito contra as geradoras no valor dos ressarcimentos para apenas fazer a compensação no momento do pagamento. A CCEE deverá divulgar a receita de venda, os valores a faturar pelos geradores e as compensações para as distribuidoras emitir nota de débito. É necessário, portanto, que os geradores e distribuidores padronizem o faturamento dos contratos, logo, é essencial que as regras estejam nos CCEARs. Além disso, para evitar o carregamento de créditos pelos compradores, causando impactos nos seus caixas, propomos que por ocasião da consolidação dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo vendedor, eventuais débitos deste sejam faturados imediatamente pelo comprador, através da emissão de DOCUMENTOS DE COBRANÇA no próprio mês, ou, de comum acordo entre as partes, em meses subsequentes. O tratamento sugerido está aderente ao disposto na cláusula 9.8.2 deste mesmo contrato. “9.8.2 Os ajustes de que trata a subcláusula 9.8.1 ensejarão a emissão do competente DOCUMENTO DE COBRANÇA, que deverá


Proposta ANEEL


identificar o mês de competência do suprimento, cuja compensação poderá se dar no próprio mês, ou, de comum acordo entre as PARTES, em DOCUMENTO(S) DE COBRANÇA subsequente(s).”

50. Grupo

Neoenergia

CCEAR BIOMASSA CVU

nulo

CLÁUSULA 8ª – DO FATURAMENTO

8.1. Na definição dos valores monetários a serem faturados mensalmente pelo VENDEDOR, serão considerados, de forma conjunta, os valores associados: (i) à RECEITA DE VENDA; (ii) às demais disposições do CONTRATO que envolvam acerto financeiro. 8.1.a Ao VENDEDOR caberá o faturamento da RECEITA DE VENDA conforme disposto na cláusula 9ª e ajustes mensais apurados pela CCEE. 8.1.b Ao COMPRADOR caberá a emissão de Nota de Débito, contra o VENDEDOR, relacionada a acertos financeiros apurados pela CCEE e decorrentes do CONTRATO que geram crédito ao COMPRADOR. 8.1.1. Caso o resultado líquido do valor monetário a ser faturado pelo VENDEDOR corresponda a um crédito a favor do COMPRADOR, o faturamento deverá ser igual a zero e o saldo remanescente deverá ser considerado no(s) faturamento(s) subsequente(s). faturado pelo COMPRADOR, no próprio mês de referência, através da emissão de DOCUMENTO DE COBRANÇA. 8.1.2. Nas hipóteses previstas na Subcláusula 8.1.1 o faturamento do VENDEDOR ao COMPRADOR deverá observar a legislação tributária atinente à espécie.

Não aceita

O procedimento proposto é de

difícil operacionalização, haja

vista que o comprador deveria

emitir uma nota de débito contra

o vendedor, o que já foi

rechaçada pelas distribuidoras, e

os prazos disponíveis também

são exíguos.


Proposta ANEEL


8.1.3. O saldo remanescente de que trata a subcláusula 8.1.1 será atualizado mensalmente pelo IPCA. 8.1.4. Na hipótese de existência de crédito remanescente a favor do COMPRADOR, conforme disposto na subcláusula 8.1.1, quando da resolução do CONTRATO ou do término do PERÍODO DE SUPRIMENTO, o COMPRADOR deverá efetuar a cobrança dos valores apurados em face do VENDEDOR. Justificativa

Mesma justificativa já exlicitada para os CCEARs de fonte eólica.

51. ABEEólica CCEAR EOL

4.1. Para fins de aplicação das disposições previstas no CONTRATO, os montantes

especificados na(s) tabela(s) seguinte(s), referenciados ao CENTRO DE GRAVIDADE do

SUBMERCADO da(s) USINA(S), representam os valores de ENERGIA(S)

CONTRATADA(S) e POTÊNCIA(S) ASSOCIADA(S):

Justificativa Correção de texto. A tabela citada somente tem a apresentação de valores de Energia

Contratada.

Aceita


5.6.1. O início das medições e da transmissão de que trata esta subcláusula deverá ocorrer, no máximo, em 180 (cento e oitenta) dias contados a partir do início da vigência do CONTRATO até o dia da entrada em operação comercial do empreendimento eólico, em sua totalidade. Justificativa

A ABEEólica entende que o prazo de 180 (cento e oitenta) dias contados a partir do início da vigência do contrato é um prazo que tem dificuldades em ser cumprido. Primeiramente, a data de se trata o “início da vigência do contrato” não é clara,

Não aceita

Fora do escopo da AP. O art.

1º da Portaria MME 29/2011

estabelece tal

obrigatoriedade.


Proposta ANEEL


seria necessário que fosse esclarecido o referido termo. Além disso, algumas das razões que demonstram a dificuldade de atendimento de um prazo entendido como razoavelmente curto estão abaixo apresentadas. 1. Alimentação da torre anemométrica: Devido o elevado consumo de energia

para o envio de dados online, o sistema usual de alimentação das torres

anemométricas, realizado por baterias, se torna ineficaz, descartável e oneroso,

haja vista que, após o comissionamento da usina, a alimentação necessária se

dará através da rede proveniente do aerogerador mais próximo.

2. Alteração de Características Técnicas: A alteração dos projetos com a troca

dos aerogeradores pode provocar a troca das torres anemométricas por

consequência. Os tramites para aprovação de alteração das características

devem ser julgados e podem levar um tempo extenso, isso pode prejudicar ou

até mesmo invalidar o prazo de 180 dias.

3. Dificuldade no acesso ao local de implantação da torre anemométrica: De

acordo com as instruções para medições anemométricas e climatológicas em

parques eólicos, divulgadas pela EPE: “A estação de medição deve ser

posicionada na parte frontal do parque eólico tendo como referência a direção

predominante dos ventos, em local representativo do parque e onde a

interferência por obstáculos naturais ou turbulência produzida por

aerogeradores de parques adjacentes seja mínima”. No entanto, em 180 dias

após a assinatura do contrato, as obras civis não foram iniciadas e o acesso à

parte frontal do parque eólico nem sempre é possível. Além disso, muitas vezes

é necessária supressão vegetal para viabilizar tal acesso ao local designado

pelas referidas instruções, o que deve ser objeto de licenciamento ambiental.

Os prazos de licenciamento ambiental variam de um estado para outro, sendo,

em média, 180 dias, o prazo mínimo para licenciamento.

Vale reforçar que os pontos 1 e 2 citados acima fizeram parte da justificativa


Proposta ANEEL


apresentada pela Petrobrás mencionada no voto do Diretor Relator Edvaldo Santana, no Processo nº48500.003139/2013-23 que motivou a abertura da Audiência Pública nº 132/2013. “As justificativas da recorrente para os atrasos na instalação das torres de medição são as seguintes: i) modificação nos projetos das torres de medição, que eram de 100 metros de altura inicialmente – os aerogeradores instalados têm 108 metros; ii) obrigatoriedade de fornecer dados “on line” ao ONS, de alta complexidade técnica, inédita para os padrões da indústria eólica, obrigando a substituição dos “dataloggers” convencionais; iii) a grande demanda de projetos eólicos vencedores do LER 2009 também dificultou a entrega das torres de medição; iv) consumo de energia de uma torre de medição “on line” é muito superior ao de uma torre convencional o que levou as usinas a ter de se conectarem à energia auxiliar do aerogerador mais próximo, impossibilitado a coleta de dados antes da entrada em operação dos aerogeradores.” O projeto da planta eólica varia de usina pra usina e a alimentação da torre anemométrica pode estar associada a qualquer um dos aerogeradores. Sendo assim, não necessariamente o primeiro aerogerador a entrar em operação comercial será o alimentador da torre. Diante do exposto, a ABEEólica entende que o prazo para o inicio do envio das informações seja a entrada em operação comercial da usina eólica em sua totalidade.


5.6.4. O descumprimento da obrigação prevista na subcláusula 5.6 e seus subitens sujeitará o VENDEDOR ao pagamento mensal de multa no valor correspondente a 1% (um por cento) da RECEITA FIXA MENSAL estabelecida no subcláusula 7.4, considerados os critérios de reajuste, por mês de descumprimento, observado o disposto no subitem 5.6.1, enquanto estiver vigente o CONTRATO. às penalidades previstas na Resolução Normativa nº. 63/2004, sem prejuízo do disposto no CONTRATO.

Justificativa

Não aceita

O Despacho ANEEL 2.178,

de 1º de julho de 2014, afasta

a possibilidade de essa

penalidade ser tratada no

âmbito da REN 63/2004, haja

vista que revoga o item “iii”

do Despacho n° 4.310/2013,

para afastar a determinação


Proposta ANEEL


A ABEEólica em conformidade com o voto do Diretor Relator Edvaldo Alves Santana, Processo nº48500.003139/2013-23, acredita que a penalidade prevista no item 5.6.4 deva ser contemplada no âmbito da REN nº 063/2004 já que o instrumento, CCEAR, trata da comercialização de energia e não da obrigação de dados de vento. Além disso, uma hegemonia entre as fontes seria atingida, já que as penalidades equivalentes à tratada provenientes de outras fontes estão sujeitas, igualmente, ao texto previsto na resolução mencionada. “23. Ademais, conforme afirmei quando da aprovação do edital do Leilão A-5, a referida multa jamais deveria fazer parte de um CCEAR, pois a instalação do medidor não afeta o desempenho do contrato. Tal disciplina deveria constar da REN nº 63/2004. Sendo assim, acho conveniente que tal obrigação conste no âmbito da REN nº 63/2004. A partir da referida inclusão, a previsão de multa deverá ser excluída dos CCEAR e CER seguintes.” Adicionalmente, é sabido que a instalação do medidor não afeta diretamente o desempenho do contrato. Assim, mais uma vez, a ABEEólica afirma que a multa proposta deve constar na Resolução nº 63/2004. As adequações previstas para Resolução nº 63/2004 encontram-se abaixo.

para que os aspectos relativos

à realização de medições

anemométricas e

climatológicas sejam

discutidas no âmbito dos

estudos para aprimoramentos

da REN 63/2004.

Texto ANEEL Texto ABEEólica Justificativa

Art. 4°

..........................................

Item IX – deixar de

implantar ou de manter,

nos termos da legislação,

as instalações de

observações hidrológicas;

Art. 4°

..........................................

Item IX – deixar de

implantar ou de manter,

nos termos da legislação,

as instalações de

observações hidrológicas,

anemométricas e/ou

solarimétricas;

O Item IX do Art. 4° da REN Nº 63/2004 dispõe sobre

as instalações de observação hidrológicas referente

às hidrelétricas que analogamente correspondem às

estações anemométricas das usinas eólicas.

Acreditando na bem sucedida experiência das usinas

hidrelétricas e visando fortalecer a equiparação das

regras e das penalizações para as diversas fontes,

uma vez que a informação do recurso disponível é

igualmente importante para cada fonte de energia, a

ABEEólica propõe uma nova redação mais adequada

ao item.


Proposta ANEEL



5.12. As PARTES concordam que, estando a(s) USINA(S) apta(s) a entrar em operação comercial, mediante o disposto na REN nº. 583/2013, a partir da DATA DE INÍCIO DE SUPRIMENTO, o atraso da entrada em operação das instalações de transmissão e de distribuição, que não estejam sob responsabilidade do VENDEDOR, necessárias para o escoamento da ENERGIA a ser produzida pela(s) USINA(S): (i) mantém inalterada a obrigação do COMPRADOR prevista na Cláusula 9ª; (ii) isenta o VENDEDOR da obrigação de constituição de lastro, prevista na subcláusula 5.7; e (iii) isenta o VENDEDOR da obrigação de entrega de energia prevista na Cláusula 6ª. 5.12.1. O disposto na subcláusula 5.12 não se aplica no caso de alteração, solicitada e/ou causada pelo VENDEDOR, e caracterizada pela ANEEL, das informações de acesso aos sistemas de transmissão ou distribuição vigentes quando da realização do LEILÃO. 5.12.2. O VENDEDOR deverá demonstrar que a(s) USINA(S) encontra(m)-se apta(s) a entrar em operação comercial, mediante comprovação dos itens do Anexo III do Despacho nº. 2117/2012. 5.12.3. No caso de enquadramento da(s) USINA(S) na subcláusula 5.12, a isenção do VENDEDOR será calculada pela multiplicação da disponibilidade mensal de ENERGIA da(s) USINA(S), conforme previsto no ANEXO I, pela proporção da potência da(s) unidade(s) geradora(s) da(s) USINA(S) que se encontrar (em) em condições de entrar em operação comercial, nos termos da subcláusula 5.12.2, em relação à potência total da(s) USINA(S), e pela duração em horas do período em que se der tal enquadramento, mediante a aplicação da seguinte equação algébrica:

Não aceita

Entende-se que pelas

condições estabelecidas na

Portaria MME 563, de 17 de

outubro de 2014 - i) não

serão habilitados os

empreendimentos de geração

cujo ponto de conexão ao SIN

tenha capacidade de

escoamento inferior à sua

potência injetada; ii) um dos

critérios de classificação para

o resultado final do leilão, é a

capacidade de escoamento do

SIN; e iii) a exclusão da

possibilidade de constituição

de ICGs - o risco da conexão

é do empreendedor.


Proposta ANEEL


Onde:

𝑇𝑖𝑛í𝑐𝑖𝑜,𝑖: marco inicial de enquadramento da USINA “i” na subcláusula 5.12

considerando o disposto na subcláusula 5.12.2;

𝑇𝑡𝑒𝑟𝑚𝑖𝑛𝑜,𝑖: marco final de enquadramento da USINA “i” na subcláusula 5.12,

considerando o disposto na subcláusula 5.12.3;

𝐷𝐼𝑆𝑃𝑖,𝑚: disponibilidade mensal de ENERGIA no mês “m” a que se refere o

período de integração “t”, conforme consta do ANEXO I do CONTRATO, expresso em MWmédios; 𝑃𝑐𝑜𝑚𝑝: PERCENTUAL DE COMPROMETIMENTO;

𝑃𝐴𝑃𝑇𝐴𝑖,𝑡: potência da(s) unidade(s) geradora(s) da USINA “i” comprometidas com

o CONTRATO e apta(s) a entrar em operação comercial no período de integração “t”, nos termos da subcláusula 5.12.2, expressa em MW;

𝑃𝑜𝑡𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑖 : POTÊNCIA INSTALADA referente à completa motorização da USINA “i”, na parcela comprometida com o CONTRATO, cujo valor encontra-se no ANEXO I do CONTRATO, expressa em MW; 𝑁_𝐻𝑂𝑅𝐴𝑆𝑡: número de horas em cada período de integração “t”; e t: período de integração com discretização diária. Justificativa

Desde 2013, os leilões de transmissão posteriores aos leilões de geração deixaram de ocorrer. Esses leilões licitavam as linhas de transmissão para o escoamento do montante contratado na geração, ou seja, desde então não foram mais licitadas as denominadas ICGs. Sendo assim, para os leilões de geração a partir de 2013 as linhas de transmissão passaram a ser risco direto do empreendedor. No LFA 2015, o pré-requisito para participação do certame é ter o ponto de escoamento de energia disponível para a


Proposta ANEEL


conexão do parque eólico. A preocupação em mitigar o risco do consumidor é conhecida, porém a passagem de risco para o empreendedor culmina, somente, na troca de responsabilidades, transferindo o problema para cadeias diferentes (consumidores/geradores). Entendemos que o necessário é que o sistema já esteja preparado para receber os parques que serão futuramente contratados nos diversos leilões, pois não devem ser ônus do investidor os custos praticados, nem os possíveis atrasos e problemas apresentados pela transmissão. Entende-se preparado como pronto ou previamente licitado para quando for ocorrer o leilão de geração. Adicionalmente, cabe ressaltar que, em 2013, através da REN nº. 583/2013 a ANEEL estabeleceu os procedimentos e condições para obtenção e manutenção da situação operacional de empreendimento de geração de energia elétrica. Essa resolução criou o conceito, no Art. 2º, inciso I, de apta à operação comercial. “Art. 2° Para os fins e efeitos desta Resolução são adotadas as terminologias e os conceitos a seguir definidos: I - apta à operação comercial: situação operacional em que a unidade geradora encontra-se apta a produzir energia para atender aos compromissos mercantis ou para seu uso exclusivo, contudo está impedida de disponibilizar sua potência instalada para o sistema em razão de atraso ou restrição no sistema de transmissão ou distribuição;” Sendo o empreendedor onerado pelas penalidades do contrato estando ele ou não apto à operação comercial, consideramos inócuo o ato da criação de um novo conceito mesmo ele afirmando que dispondo dessa situação a usina encontra-se apta a produzir energia para atender aos compromissos mercantis. Ou seja, a conceituação afirma que o investidor está pronto pra cumprir com suas obrigações de contrato, porém mesmo assim ele é penalizado por não cumprir com o mesmo contrato, uma contradição explícita. Nesse contexto, a ABEEólica solicita a inclusão da subcláusula 5.12 para que as condições dispostas na REN nº. 583/2013 possam ser atendidas.


Proposta ANEEL



8.2. O valor do ressarcimento anual devido pelo VENDEDOR, por USINA, conforme previsto na subcláusula 6.6.1, será calculado ao final de cada ano ao longo do quadriênio e estabelecido mediante aplicação da seguinte equação algébrica:

𝑅𝐸𝑆𝑆𝑞,𝑖 = max[0; (0,9𝐸𝐶𝑎,𝑖; 𝐸𝐸𝑎,𝑖)] ∗ max(𝑅𝐹𝑈𝑖; 𝑃𝐿𝐷𝑚𝑒𝑑𝑎,𝑖)

Onde:

𝑅𝐸𝑆𝑆𝑎,𝑖: ressarcimento no ano “a” da USINA “i”, em Reais (R$);

𝐸𝐶𝑎,𝑖: ENERGIA CONTRATADA no ano “a” da USINA “i”, em MWh;

𝐸𝐸𝑎,𝑖: montante anual de ENERGIA entregue pelo VENDEDOR no ano “a” da

USINA “i”, em MWh, nos termos da Cláusula 6ª; 𝑅𝐹𝑈𝑖: RECEITA FIXA UNITÁRIA, em R$/MWh da USINA “i”, observado o disposto na subcláusula 7.4; 𝑃𝐿𝐷𝑚𝑒𝑑𝑎,𝑖

: PLD médio do ano “a” referente ao submercado da USINA “i”; e

max: é a função máximo que calcula o maior dentre dois valores

Justificativa

Nas condições propostas por esta Subcláusula, o agente vendedor está sujeito à volatilidade de preços no PLD, o que significa impor mais um risco ao empreendedor de forma desnecessária. Isto porque a regra em questão implica na penalização do gerador mesmo quando não há qualquer impacto para a distribuidora em decorrência do não suprimento da energia elétrica. Aliás, o assunto já foi apreciado por essa agência em outras oportunidades, tendo sido entendido que seria necessário avaliar eventual efeito tarifário sobre a distribuidora. Adicionalmente, a expressão PLDmeda,i da fórmula original além de expor o vendedor ao PLD, por conseguinte expõe ao risco hidrológico, o que contraria a definição de contratos por disponibilidade, que são contratos nos quais o risco hidrológico é assumido pelos compradores (Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004, art. 2º, § 1º, inciso II). Além disso, ela cria uma condição não isonômica para o produtor eólico em relação aos seus competidores por contratos por

Não aceita

O ressarcimento é valorado

também a PLD porque as

distribuidoras pagarão esse

preço pela aquisição de

energia não fornecida.


Proposta ANEEL


disponibilidade. Diante disso, e considerando que o impacto para o gerador já fica evidenciado, entende-se que o critério em questão deve ser afastado até que o assunto seja aprofundado e debatido. Propõe-se, portanto, a exclusão dessas variáveis da fórmula, de modo que a multiplicação se dê apenas pela RFUi; e não pelo maior valor entre essa e o PLDmeda,i. Adicionalmente, enfatizamos que na Portaria MME nº 563/2014 não está previsto o ressarcimento do valor máximo entre a RFU e o PLD Máximo, como visto a seguir: “Art. 8º Os CCEAR para contratação de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração, a partir de fonte eólica, deverão prever cláusulas específicas para o vendedor ressarcir a energia não suprida ao comprador, observadas as seguintes condições: I - o valor da receita de venda corrigida correspondente à energia não suprida, no caso de geração média anual inferior a noventa por cento do montante contratado; e II - o valor da receita de venda corrigida correspondente à energia quadrienal não

suprida, acrescido de seis por cento, no caso de geração média quadrienal inferior ao

montante contratado.”


8.3. O valor do ressarcimento quadrienal devido pelo VENDEDOR, por USINA, conforme previsto na subcláusula 6.6.4, será calculado ao final do último ano de cada quadriênio e após apuração de que trata a subcláusula 8.2, mediante aplicação da seguinte equação algébrica:

𝑅𝐸𝑆𝑆𝑞,𝑖 = max [0; 𝐸𝐶𝑞,𝑖 − max(0,9𝐸𝐶𝑞,𝑖; 𝐸𝐸𝑞,𝑖 )]

∗ max (1,06 ∗ 𝑅𝐹𝑈𝑖; 𝑃𝐿𝐷𝑚𝑒𝑑𝑞,𝑖)

Onde:

𝑅𝐸𝑆𝑆𝑞,𝑖: ressarcimento no quadriênio “q” da USINA “i”, em Reais (R$);

𝐸𝐶𝑞,𝑖: ENERGIA CONTRATADA no quadriênio “q” da USINA “i”, em MWh;

𝐸𝐸𝑞,𝑖: montante de ENERGIA entregue pelo VENDEDOR no quadriênio “q” da

Não aceita

O ressarcimento é valorado

também a PLD porque as

distribuidoras pagarão esse

preço pela aquisição de

energia não fornecida.


Proposta ANEEL


USINA “i”, em MWh, nos termos da Cláusula 6ª;

𝑅𝐹𝑈𝑖: RECEITA FIXA UNITÁRIA, em R$/MWh da USINA “i”, observado o disposto na subcláusula 7.4;

𝑃𝐿𝐷𝑚𝑒𝑑𝑞,𝑖: PLD médio do quadriênio “q” referente ao submercado da USINA “i”; e

max: é a função máximo que calcula o maior dentre dois valores

Justificativa A justificativa para esse item é a mesma que a apresentada no item anterior.

57.

Companhia Energética de Minas Gerais -

CEMIG

CEEAR Biomassa

Cláusula 8ª – Do Faturamento (...) 8.3.4. Caso as datas de vencimento previstas nesta subcláusula ocorram em dia não útil na praça do COMPRADOR, considerando, inclusive, os feriados bancários e dias em que não haja expediente ao público, o pagamento poderá ser efetuado no primeiro dia útil subsequente. Justificativa

Nos termos do Artigo 5º da Resolução 2.932, de 28 de fevereiro de 2002, do Conselho Monetário Nacional, a Federação Brasileira de Bancos – FEBRABAN divulga calendário com informações acerca dos feriados que não são considerados dias úteis para fins de operações praticadas no mercado financeiro e de prestação de informações ao Banco Central do Brasil, incluindo sábados, domingos e dias em que não haja expediente ao público. Posto isso, entende-se necessário constar no contrato em tela a informação de que, na ocorrência de feriados bancários e dias em que não haja expediente ao público, que o pagamento possa ser efetuado no primeiro dia útil subsequente.

Aceita

58. Companhia

Energética de Minas Gerais -

CEEAR EOL

Cláusula 9ª – Do Faturamento (...) 9.3.4. Caso as datas de vencimento previstas nesta subcláusula ocorram em dia

Aceita


Proposta ANEEL


CEMIG não útil na praça do COMPRADOR, considerando, inclusive, os feriados bancários e dias em que não haja expediente ao público, o pagamento poderá ser efetuado no primeiro dia útil subsequente Justificativa

Inserção sugerida conforme justificativa do item anterior.

59. ABEEólica ANEXO IX

Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 1 Requisito técnico mínimo (a) Desligamento instantâneo permitido para operação abaixo de 56 56,5Hz. (b) Operação abaixo de 58,5 Hz por até 20 segundos. (c) Operação entre 58,5 e 62,5 Hz por tempo ilimitado. (d) Operação acima de 62,5 Hz por até 10 segundos (1). (e) Desligamento instantâneo permitido para operação acima de 66 63 Hz.

Figura 1 - Faixas para operação em regime de frequência não nominal Justificativa

Dados os equipamentos hoje presentes no mercado, na maioria dos casos, os limites sugeridos nas linhas (a) e (e) não podem ser atendidos. Ajustados os valores para o sugerido, os limites de operação em regime de frequência não nominal serão atendidos pelos fabricantes e ao mesmo tempo serão mais restritivos do que o praticado hoje, definido na última versão do submódulo 3.6, item 8, subitem 8.2, Quadro 6, do procedimento de rede. Atualmente os fabricantes de aerogeradores trabalham com projetos de

Aceita parcialmente.

Aceitas as variações para as faixas

de operação proposta, exceto o

aumento para 56,5Hz do

desligamento instantâneo por

subfrequência, conforme análise do

ONS.

Além disso, conforme análise do

ONS, foram adequados os itens (b)

e (d) de forma a esclarecer que

aplicação dos requisitos se refere ao

tempo mínimo para desconexão.

PERMITIDA DESCONEXÃO

INSTANTÂNEA

DESCONEXÃO PERMITIDA

COM TEMPO

MÍNIMO DE 20s

OPERAÇÃO

CONTÍNUA

DESCONEXÃO PERMITIDA

COM TEMPO

MÍNIMO DE 10s

PERMITIDA

DESCONEXÃO

INSTANTÂNEA

56,5 Hz 63,0 Hz 58,5 Hz 62,5 Hz


Proposta ANEEL


equipamentos elétricos com faixa de 6% e as tecnologias desenvolvidas, mesmo em outros países, estão na faixa de 57-63Hz. Para alterações desta faixa, será necessária a revisão dos projetos elétricos dos equipamentos envolvidos e consequente período de implantação, testes e homologação no Brasil. Também será necessária a revisão dos motores auxiliares e PLCs para sobredimensionar os componentes. A operação de turbinas em faixa de frequência muito amplas pode gerar conflito com a logica de detecção de ilhamento. Para a detecção de condições de ilhamento as turbinas eólicas monitoram sobretenções sustenidas e ou variações de frequência. Portanto pode haver um possível conflito entre a logica de detecção de ilhamento e o requerimento de manter a turbina conectada na faixa de frequência entre 56 e 66 Hz. Portanto, permitir que as turbinas eólicas permaneçam conectadas na faixa de frequência entre 56 e 66Hz pode ocasionar serio danos ao sistema elétrico, uma vez que o mesmo pode estar operando em condições de ilhamento. Reforçamos que estamos de acordo com o aperfeiçoamento desse requisito, em que esses limites podem ser estendidos num futuro próximo. Porém como alguns fornecedores de conversores são fornecidos por terceiros, pois no momento não é possível dar uma estimativa de tempo e nem custo de tal implementação nos aerogeradores.


Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 2 Requisito técnico mínimo Na conexão de suas instalações de uso restrito às instalações sob responsabilidade de transmissora, a central de geração deve propiciar os recursos necessários para, em regime permanente, operar com fator de potência indutivo ou capacitivo em qualquer ponto da área indicada na figura abaixo.

Aceita parcialmente

Os requisitos técnicos mínimos

devem ser atendidos em

qualquer situação, sobretudo em

condições transitórias, desta

forma não se deve inserir o

termo “regime permanente” no

texto como proposto.

Aceita a inserção do termo “no

ponto de conexão” para melhor

clareza do texto.


Proposta ANEEL


Figura 2 - Faixa de fornecimento/absorção de reativo no ponto de conexão das instalações de uso restrito da central geradora eólica com o sistema Estando a central de geração eólica em condição de ventos abaixo da velocidade de corte inferior ("cut in"), deverá ter recursos de controle para disponibilizar ao SIN toda sua capacidade de geração/absorção de potência reativa, observando o requisito mínimo de propiciar injeção/absorção nula na sua e no ponto de conexão, como indicado na figura acima. Justificativa

Enfatizamos que este requisito poderia ser plenamente atendido nos terminais dos aerogeradores quando o parque estiver gerando energia. Adicionalmente, houve necessidade de adequação no texto para que fique mais claro que a compensação de reativo deve ser realizada no ponto de conexão. Por fim, a capacidade de injeção/absorção de potência reativa “na conexão de suas instalações de uso restrito às instalações sob responsabilidade de transmissora”, pode ser diferente da capacidade de injeção/absorção de reativos das turbinas, uma vez que isso dependerá das características específicas dos equipamentos elétricos entre a unidade geradora e às “instalações sob responsabilidade de transmissora”. Portanto, será necessária a instalação de equipamentos adicionais (Reatores e Bancos de Capacitores) junto aos parques eólicos proporcionando maior custo de implantação. Entendemos que estes custos devem ser reconhecidos no preço teto do leilão, porém ressaltamos preocupação quanto à possibilidade de instalação de


Proposta ANEEL


equipamentos de diversos agentes diferentes em uma mesma subestação e a respectiva interferência entre eles. Talvez uma solução mais estrutural através da instalação do equipamento pela transmissora possa ser considerada e não através de cada central eólica.


Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 3 Requisito técnico mínimo A central de geração deve ser capaz de operar em 3 modos distintos de operação em regime permanente:

controle de tensão,

controle de potência reativa e

controle de fator de potência. O modo de controle normal será o modo de controle de tensão no barramento coletor (3) da central de geração, visando a contribuir com a manutenção da tensão da barramento dentro das faixas aceitáveis em condições normais ou de emergência. O controle de tensão deve possuir como característica mínima o fornecimento (ou absorção) de potencia reativa em função da tensão medida no barramento coletor. Em função das necessidades do sistema, a central de geração poderá ser solicitada pelo ONS a operar no modo de controle de potência reativa ou no modo de controle de fator de potência na conexão de suas instalações de uso restrito, em qualquer dos pontos indicados no item 2. No caso de mais usinas conectadas ao mesmo barramento coletor, o ONS ficará responsável pela coordenação dos diversos controles de cada usina. Justificativa

Plantas adjacentes em controle de tensão podem distribuir de forma ineficiente a potência reativa, caso não estejam coordenadas entre si. Ao invés de contribuírem gerando/absorvendo reativos ao sistema, acabam gerando e absorvendo entre elas. Uma forma estática de coordenar essas plantas é através da função “droop”

Aceita parcialmente

É importante manter condições

normais e de emergência, pois

constituem aspectos de

segurança do SIN e são

atendidas pelos demais

empreendimentos de geração do

sistema.

Foi aceita a inserção do texto

que define o ONS como

responsável por coordenar várias

centrais conectadas em uma

mesma barra coletora. Inserido o

termo “através de controle

conjunto centralizado” de forma

a deixar o texto mais claro.


Proposta ANEEL


de tensão. Essa função leva em consideração a impedância do controlador até um ponto comum do sistema entre as plantas, criando assim um “ponto virtual” de controle comum a todos os controladores de tensão. Outro ponto é sobre a quantidade de controladores de parques em uma região. Recomendamos que grupos geradores de um mesmo desenvolvedor tenha apenas um controlador de parque, ao invés de um controlador para cada parque de 30MW, porque isso diminui a eficácia da funcionalidade “droop”. A interpretação de utilizar um controlador pra cada parque de 30MW também é confusa e deveria ser esclarecida. A definição do tipo de controle a ser utilizado (“Voltage droop controler”) permite ao ONS assegurar-se de que os parques irão instalar controles similares, com comportamento de injeção de reativo controlado. Além disso, se for dito apenas “Controle de Tensão”, poderá acontecer de um parque eólico instalar um controle direto de tensão. Neste caso, dependendo da característica do Ponto de Conexão, o parque eólico pode injetar o máximo de sua potencia reativa durante um tempo indefinido e não alterar o valor de tensão no PAC. O perfil de controle de tensão abaixo exemplifica o tipo de controle citado.

Adicionalmente, sugerimos melhorias no texto, pois é necessário esclarecer que para a adequação apresentada, a operação deve ser em regime permanente e para condições de emergência, ou seja, contingencia ou afundamentos de tensão (transitórios), os tratamentos devem ser dados em outro item.


Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 4 Requisito técnico mínimo

Não aceita. A sugestão refere-se apenas a

realocação dos requisitos no

texto. De acordo com análise do

Qact

Uact

Uref


Proposta ANEEL


Na conexão das suas instalações de uso restrito às instalações sob responsabilidade de transmissora, a central de geração deve ser capaz de operar, em operação normal, no ponto de conexão:, (a) entre 0,90 e 1,10 p.u. da tensão nominal por período de tempo ilimitado;. (b) entre 0,85 e 0,90 p.u. da tensão nominal por até 5 segundos; (c) entre 1,10 e 1,20 pu por até 2,5 segundos. Justificativa

Sugerimos adequação textual, definindo mais claramente o termo “capaz de operar” como operação normal e no ponto de conexão. Dessa maneira, os itens (b) e (c), que fazem menção a transitórios, têm seu tratamento direcionado para o item 1.7 deste mesmo Anexo IX, tendo em vista que nas condições apresentadas o aerogerador entra no modo de operação LVRT/HVRT.

ONS, fica mantido o texto

original com pequena alteração

de forma, que não se trata de

uma proposta técnica, mas tão

somente uma opção de

formatação de texto.

Ademais, o texto foi adequado

nos itens (b) e (c) de forma a

tornar claro que os limites

referem-se ao tempo mínimo.


Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 5 Requisito técnico mínimo O fator de potência na conexão Em regime permanente a potência reativa no ponto de conexão de instalações de uso restrito da central de geração às instalações sob responsabilidade de transmissora deve ser garantido numa dada faixa operativa de tensões, conforme a característica definida na figura a seguir:


Aceita alteração de fator de

potência para potência reativa

no ponto de conexão.

No entanto, foi rejeitada a

proposta de alteração na figura,

pois, de acordo com o ONS, os

requisitos da figura proposta

estão em uso no mundo e o que

foi solicitado está na medida da

necessidade do SIN, em virtude

de suas características.


Proposta ANEEL


Figura 3 - Requisito para atendimento ao fator de potência na faixa operativa de tensão no ponto de conexão Justificativa

Primeiramente inserimos ajuste no texto para tornar mais claro que se refere à potência reativa no ponto de conexão. Sugerimos também a substituição da figura relacionada ao requisito de atendimento do fator de potência na faixa operativa de tensão no ponto de conexão. Conforme definido na tabela 1 do submódulo 23.3 dos procedimentos de rede, os níveis de tensão em regime permanente, para condição operativa normal, são:

De forma complementar, compreende-se que as centrais geradoras devem garantir o fator de potência na conexão às instalações sob responsabilidade da transmissora, dentro do intervalo Q/PMAX = 0,329 a -0,329 (incluindo os limites). Entretanto, com base no digrama de capacidades de reativo em relação a variações de tensão proposto no anexo IX, o qual é representado através da figura 1 determina que no ponto de conexão com valores de subtensão tenha capacidade de absorver reativos. Neste contexto, sugerimos o ajuste do requisito por acreditarmos não se justificar tal necessidade. Nesta situação, entendemos como melhor possibilidade que o parque eólico tenha a capacidade de injetar reativo. O


Proposta ANEEL


mesmo raciocínio vale para o canto superior direito do diagrama.

Figura 1 - Diagrama proposto pelo ONS.

Além disso, entendemos que a compensação (injeção e/ou absorção) de reativos supracitada, aplica-se somente para os limites de níveis de tensão em regime permanente, para condição operativa normal. Assim, apesar da obrigação de manter-se conectado em regime permanente dentro do intervalo de tensão no PAC de 0,9pu a 1,1pu (submódulo 3.6), a central geradora não deveria ser obrigada a manter geração de reativo capacitivo para tensões superiores a 1,05pu e, de forma análoga, ser capaz de absorver reativo em tensões inferiores a 0,95pu. Por sua vez, o diagrama de capacidades de reativo em relação a variações de tensão, poderia ser ajustado sem comprometer a estabilidade do sistema, conforme indicado pela figura 2.

Figura 2 - Diagrama proposto pela ABEEólica.

Ressaltamos que para cumprir com tais requerimentos, principalmente os cantos da


Proposta ANEEL


curva, será necessária a utilização de transformadores com comutação de carga ou grandes bancos de capacitores, encarecendo o custo de BoP. Ressaltamos também que para não haver interferência entre controles, o comutador tem que controlar a média tensão, assumindo que o controle de tensão do parque está na alta. Assim como citado na justificativa do item 2, a capacidade de injeção/absorção de potência reativa “na conexão de suas instalações de uso restrito às instalações sob responsabilidade de transmissora”, pode ser diferente da capacidade de injeção/absorção de reativos das turbinas, uma vez que isso dependerá das características específicas dos equipamentos elétricos entre a unidade geradora e às “instalações sob responsabilidade de transmissora”.


Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 7 Requisito técnico mínimo (a) A potência de saída da central de geração deve recuperar-se a 85% do valor pré-falta em não mais de 4 s após a recuperação da tensão a 85% da tensão nominal. (b) Caberá ao ONS a responsabilidade de definir a rampa de recuperação da potência em função das características do sistema onde as centrais serão inseridas. (c a) Para tensões no correspondente ponto de conexão das instalações de uso restrito ao SIN entre 0,90 e 1,10 pu, para a central geradora eólica não será admitida redução na sua potência de saída, na faixa de frequências entre 58,5 e 60,0 Hz. (d b) Para frequências na faixa entre 57 e 58,5 Hz é admitida redução na potência de saída de até 10%. Esses requisitos aplicam-se em condições de operação de regime permanente, quase estáticas (2).

Não aceita.

A sugestão refere-se apenas a

realocação dos requisitos no

texto. De acordo com análise do

ONS, fica mantido o texto

original.


Proposta ANEEL


Justificativa

O tópico (a) deve ser incluído dentro do item 1.7 já que faz referência ao requisito de LVRT, assim como o (b), e têm que se limitar as variações de potência ativa de recuperação uma vez que existem limites que provocam stress mecânico no eixo principal devido ao torque que se detecta quando volta a reconectar o aerogerador na rede.


Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 8 Requisito técnico mínimo (a) As centrais de geração eólica deverão dispor de controladores sensíveis às variações de frequência, de modo a emular a inércia (inércia sintética) através de modulação transitória da potência de saída, contribuindo com pelo menos 10% de sua potência nominal, quando em regime de subfrequência/sobrefrequência reduzir a Potência Ativa em eventos de sobrefrequência. (b) Este controle deve ser realizado de maneira estática de acordo com a Figura 4. A redução de potência ativa deverá ser realizada em porcentagem em relação à potência ativa disponível durante o evento de sobrefrequência. (c) Caberá ao ONS a responsabilidade de instruir a ativação deste recurso, bem como definir através de estudos os ganhos dos controladores quais os valores de f1 (frequência máxima para operação sem redução de potência), e da taxa de variação de potência em porcentagem por 0.1Hz em função das características do sistema onde as centrais serão inseridas. (d) A taxa de variação de potência mínima para as centrais de geração eólica deverá ser de 2% por 0,1Hz. (e) Caso esta estratégia obrigue a potência injetada da central eólica a operar abaixo de seu limite mínimo, a partir do qual a operação da central se tornaria impraticável, definido por condições de projeto, a central eólica poderá se desconectar. Como alternativa à desconexão da central eólica, os aerogeradores poderão ser desconectados individualmente para que a central continue

Não aceita.

Mantido o texto submetido à

Audiência Pública, pois,

conforme análise do ONS, tais

exigências são para atender

necessidades específicas do SIN,

ao mesmo tempo que são

requisitos internacionalmente

aceitas.


Proposta ANEEL


contribuindo com o controle de frequência.

Figura 4 - Controle de Frequência

Justificativa

Emulação transitória de inércia é, atualmente, tema de pesquisa e desenvolvimento para a maior parte dos fabricantes de aerogeradores. Entretanto, para, provavelmente, a grande maioria, parece não haver ainda um consenso sobre a melhor forma de realizar esta funcionalidade. Seja através da própria inércia contida nos rotores dos aerogeradores, que além de alterações em termos de controle, pode requerer ainda mudanças estruturais. Como alternativa, para contribuir com a regulação de frequência do sistema elétrico, sugere-se o controle de potência ativa versus frequência em eventos de sobrefrequência. Esta estratégia de “droop control” é amplamente utilizada em microgrids conectados à rede ou em sistemas isolados por fontes intermitentes e de armazenamento de energia, exatamente para garantir a estabilidade do sistema em termos de regulação de frequência. Na sugestão apresentada, a redução da potência injetada pela central eólica é estabelecida em % em relação à potência disponível, a potência disponível é definida pelas condições de vento no parque eólico durante o evento de sobrefrequência. Para garantir o cumprimento desta estratégia, permite-se ainda a desconexão de aerogeradores no caso de não ser possível continuar a reduzir a potência ativa injetada pelo parque de outra forma.


Proposta ANEEL


Para a proposta deste item do Anexo IX, um ponto importante a se considerar é com relação ao tempo de recuperação. Após a contribuição da emulação de inercia as turbinas eólicas necessitam re-acelerar o rotor, o que ocasiona em uma redução significativa da potencia ativa entregue para a rede. Consequentemente, este processo de recuperação pode levar a uma queda na frequência da rede, ainda maior que a primeira queda, que foi parcialmente reduzida pela contribuição da emulação de inercia. Portanto, caso o controle primário de frequência do sistema não seja rápido o suficiente (tempo de resposta menor que 10s) para cobrir a redução de potencia das turbinas eólicas durante o período de recuperação, a emulação de inercia por parte das turbinas eólicas se torna ineficiente. Portanto, sugerimos a não exigência deste item e o encaminhamento para um fórum de discussão para estabelecimento de padrão de comportamento e real contribuição para o SIN.


1.3 Variação de tensão em regime permanente 1.3.1 As centrais de geração eólica não devem produzir variação de tensão superior a 5% no ponto de conexão no SIN no caso de manobra parcial ou total, tempestiva ou não, do parque gerador, exceto reconexão do transformador da subestação. Justificativa

Dependendo da potência de curto circuito da rede, o caso de fechamento do interruptor do parque Eólico poderia resultar em um valor elevado, a proposta também seria variar o valor dependendo do SCR do ponto de conexão.

Não aceita.

O requisito refere-se a regime

permanente e não para

sobretensões transitórias de

energização. Assim, é nítido que

o exemplo citado pela

associação para justificar a

alteração foi a não adequada

compreensão do requisito.


1.7 Requisitos de suportabilidade a subtensões decorrentes de faltas (fault ride-through) 1.7.1 Caso haja variações temporárias de tensão em uma ou mais fases no ponto de conexão das instalações de uso restrito da central de geração eólica, decorrentes de distúrbios na rede básica, a central deve continuar operando (sem

Não aceita.

A inclusão no texto refere-se

apenas a realocação dos

requisitos. De acordo com

entendimento com o ONS, fica

mantido o texto original.

Com relação ao comentário de

2,5 segundos, de acordo com


Proposta ANEEL


desconexão) se a tensão nos terminais dos aerogeradores permanecer dentro da região indicada na Figura 1. Esta característica aplica-se a qualquer tipo de distúrbio, sejam eles provocados por rejeição de carga, defeitos simétricos ou assimétricos, devendo ser atendida pela tensão da fase que sofrer maior variação.

Figura 1 - Tensão nos terminais dos aerogeradores 1.7.2 A potência de saída da central de geração deve recuperar-se a 85% do valor pré-falta em não mais de 4 s após a recuperação da tensão a 85% da tensão nominal. 1.7.3 Caberá ao ONS a responsabilidade de definir a rampa de recuperação da potência em função das características do sistema onde as centrais serão inseridas. Justificativa Como mencionado na justificativa do requisito 7, os item antes descritos como (a) e (b) foram realocados para o item 1.7, sendo agora os subitens 1.7.2 e 1.7.3. Em referência aos itens (b) e (c) do requisito 4, o tratamento já dado no item 1.7 aqui tratado prevê o exigido. Porém, é necessário que a figura seja adequada para que a sobretensão tenha limite de 1,2 pu a 1 segundo conforme considerações abaixo. Conversores eletrônicos são equipamentos bastante sensíveis à sobretenções. A capacidade de suportar sobretensões por determinada quantidade de tempo é dependente da capacidade do chopper do link DC, responsável em evitar que a tensão no link DC atinja valores demasiadamente elevados, de forma a danificar

análise do ONS, informa-se que

este é necessário em razão de

coordenação com proteções de

sobretensão temporizadas de

LTs no SIN, que tem proteção

temporizada com ajuste da

ordem de 2 segundos.

Ressalta-se, no entanto, que o

título será adequado para incluir

suportabilidade a sobretensões,

visto que o item também trata de

critérios para sobretensões, ou

seja:

“Requisitos de suportabilidade a

subtensões e sobretensões

dinâmicas”.


Proposta ANEEL


outros componentes do conversor. Outro fator limitante é a capacidade de injeção/absorção de reativos do conversor, em caso de sobretensão o controle de reativos é realizado para reduzir a sobretensão aos terminais do conversor. Devido à complexidade da análise, neste momento não é possível afirmar ser possível atender 1.2pu por 2.5s, nem precisar datas, nem as alterações necessárias para o atendimento deste requisito. Salienta-se aqui que estes limites são correspondentes aos terminais do aerogerador, na média tensão, e não ao ponto de conexão da central eólica. De forma geral, a tensão no ponto de conexão da central eólica deverá ser superior à tensão no terminal do aerogerador. A região de operação entre 1.1 e 1.2 pu eh caracterizada como uma operação em modo OVRT ou modo de falta. Neste modo de operação as turbinas eólicas consomem potencia/corrente reativa com objetivo de reduzir as tensões terminais. Considerando uma configuração típica de um parque eólico onde existem no mínimo dois estágios de transformação (transformador da própria turbina e da SE) isso resultaria em uma sobretenção, no ponto de conexão, entre 1.25 e 1.4 pu. Estes níveis de sobretenção, por tempos muito longos como 2.5s, conforme proposto, podem ocasionar danos nos transformadores das turbinas eólicas e SEs, bem como nos sistemas auxiliares dos mesmos. Outro ponto importante que terá impacto neste requerimento eh a detecção de ilhamento. Uma vez que o código de rede obriga os geradores eólicos a se desconectarem, em condições de ilhamente, haverá um possível conflito entre a logica de detecção de ilhamente e a capacidade de OVRT. Para a detecção de condições de ilhamento as turbinas eólicas monitoram sobretenções sustenidas e ou variações de frequência. Portanto, permitir que as turbinas eólicas permaneçam conectadas durante sobretenções sustenidas podem ocasionar serio danos ao sistema elétrico, uma vez que o mesmo pode estar operando em condições de ilhamento.


1.8 Requisitos para injeção de corrente reativa sob defeito 1.8.1 Durante evento de distúrbio de tensão, além de cumprir os requisitos de manter-se

conectadas pelo período descrito no item 1.7, Aas centrais de geração devem ser capazes de


A não aceitação da referência a

sequência positiva da corrente,

segundo análise do ONS, se


Proposta ANEEL


dar suporte de tensão à rede elétrica para tensões de sequência positiva inferiores a 85%,

através da injeção de corrente reativa adicional de sequência positiva, e para tensões acima

de 110% através de absorção de corrente reativa adicional de sequencia positiva. conforme

a Figura 2. A instalação deve ser capaz de suprir a iniciar o suprimento de corrente reativa

em não mais de 30 ms após a detecção de falta(tempo de resposta do controle). Caberá ao

ONS a responsabilidade de instruir a ativação deste recurso em função das características

do sistema onde as centrais serão inseridas.

Figura 2 - Requisito para injeção de corrente reativa sob defeito Justificativa Se as referencias utilizadas para a injeção de corrente reativa durante falta forem tensão fase-neutro pode haver um evento de subtensão em uma das fases e ser injetada corrente reativa em uma fase saudável, gerando um evento de sobretensão. Por isso, mesmo que o requisito de manter-se em funcionamento (item 1.7) seja referente a valores de tensão fase-neutro, para o cálculo de injeção de corrente reativa durante o defeito todos os valores (corrente e tensão) devem ser referidos a sequência positiva. As correntes reativas a serem injetadas devem ser adicionais aos valores já injetados (ou absorvidos) antes da falta (ΔI). Como a referência para o FRT são os terminais dos aerogeradores, a referência de injeção de corrente também deve ser.

deve ao fato disso ser

desnecessário e dificulta o

entendimento da questão sendo

mais usual e operacional tratar

de forma mais objetiva apenas o

fornecimento e a absorção de

potência reativa.

A proposição de que o requisito

seja atendido nos terminais dos

geradores foi aceita.


Proposta ANEEL


Adicionalmente, a frase: “capaz de suprir a corrente reativa em não mais que 30ms(tempo de resposta)” pode dar margem a diferentes interpretações, sugere-se, portanto, a adequação textual para deixar este trecho mais claro. Por fim, informamos que de acordo com experiências globais em operar AEGs, esse tipo de requerimento é normalmente exigido em redes fortes. Em redes fracas, como as do Brasil, tal requerimento poderá gerar sobretensões na limpeza de uma falta. Ou seja, esse requerimento poderá ser muito agressivo, sendo que o nível de corrente reativa tenha que ser menor que 1pu à 0.5 pu de tensão para evitar sobretensões.

69.

Wobben Windpower Indústria e

Comércio Ltda.

ANEXO IX

Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 2 Requisito técnico mínimo Na conexão de suas instalações de uso restrito às instalações sob responsabilidade da transmissora, a central de geração deve propiciar os recursos necessários para, em regime permanente, operar com fator de potência indutivo ou capacitivo em qualquer ponto da área indicada na figura abaixo.

Figura 2 - Faixa de fornecimento/absorção de reativo no ponto de conexão das instalações de uso restrito da central geradora eólica com o sistema Estando a central de geração eólica em condição de ventos em que seus aerogeradores não estejam produzindo Potência Ativa devido a baixas velocidades de vento, esta deverá ter recursos de controle para disponibilizar ao SIN toda sua capacidade de geração/absorção de

Aceita parcialmente

Os requisitos técnicos mínimos

devem ser atendidos em

qualquer situação, sobretudo em

condições transitórias, desta

forma não se deve inserir o

termo “regime permanente” no

texto como proposto. Também

não foi aceita a inserção do

termo “barramento do coletor”

por promover imprecisão.

Aceita a inserção de nova

definição do “cut in” para

melhor clareza do texto.


Proposta ANEEL


potência reativa, observando o requisito mínimo de propiciar injeção/absorção nula no seu barramento coletor na sua e conexão, como indicado na figura acima.

Justificativa

1- A velocidade de cut-in é definida por cada fabricante, podendo dar margem a dúvidas. Sendo assim, sugerimos deixar claro que se trata da situação particular em que os aerogeradores estão gerando baixos valores de P.

2- Ao mencionar “toda” a capacidade pode levar a interpretação de que os aerogeradores devem fornecer (ou absorver) o máximo de potencia reativa com P=0 (0,329), o que não é o caso.

3- Deve ser especificado onde esta compensação de reativo deve ser realizada (“barramento coletor”)

70.


Comércio Ltda.

ANEXO IX

Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 3 Requisito técnico mínimo A central de geração deve ser capaz de operar em 3 modos distintos de operação em regime permanente:

controle de tensão;

controle de potência reativa; e

controle de fator de potência. O modo de controle normal será o modo de controle de tensão no barramento coletor (3) da central de geração, visando a contribuir com a manutenção da tensão do barramento dentro das faixas aceitáveis em condições normais ou de emergência. O controle de tensão deve possuir como característica mínima o fornecimento (ou absorção) de potência reativa em função da tensão

Aceita parcialmente. Idem ao item 61.


Proposta ANEEL


medida no barramento coletor de acordo com o diagrama abaixo.

Figura 3 – Perfil do Controle de Tensão da central de geração eólica. Em função das necessidades do sistema, a central de geração poderá ser solicitada pelo ONS a operar no modo de controle de potência reativa ou no modo de controle de fator de potência na conexão de suas instalações de uso restrito, em qualquer dos pontos indicados no item 2. Justificativa

1- A definição do tipo de controle a ser utilizado permite ao ONS assegurar-se de que os parques irão instalar controles similares, com comportamento de injeção de reativo controlado. Além disso, se for dito apenas “Controle de Tensão”, poderá acontecer de um parque eólico instalar um controle direto de tensão. Neste caso, dependendo da característica do Ponto de Conexão, o parque eólico pode injetar o máximo de sua potencia reativa durante um tempo indefinido e não alterar o valor de tensão no PAC.

2- O diagrama do controle de tensão é apenas um exemplo de dinâmica de controle de tensão que deve ser adaptado de acordo com as necessidades do ONS.

Qact

Uact

Uref


Proposta ANEEL


71.


Comércio Ltda.

ANEXO IX

Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 5 Requisito técnico mínimo O fator de potência Em regime permanente a potência reativa no barramento de conexão de instalações de uso restrito da central de geração às instalações sob responsabilidade de transmissora deve ser garantido numa dada faixa operativa de tensões, conforme a característica definida na figura a seguir:

Figura 4 - Requisito para atendimento ao fator de potência na faixa operativa de tensão no ponto de conexão Justificativa

1- A equivalência entre fator de potência e potência reativa só é válida se o parque eólico opera em regime de potência nominal.

Aceita parcialmente. Idem item 63.

72.


Comércio Ltda.

ANEXO IX

Quadro 1 - Requisitos técnicos gerais Item 8 Requisito técnico mínimo (a) As centrais de geração eólica deverão dispor de controladores

Não aceita. Idem item 65.


Proposta ANEEL


sensíveis às variações de frequência, de modo a emular a inércia (inércia sintética) através de modulação transitória da potência de saída, contribuindo com pelo menos 10% de sua potência nominal, por um período mínimo de 5 segundos, quando em regime de subfrequência/sobrefrequência. Esta provisão de inércia sintética deve estar disponível assim que a potência ativa da central de geração eólica no barramento coletor seja de pelo menos 10% de sua potência nominal. (b) Caberá ao ONS a responsabilidade de instruir a ativação deste recurso, bem como definir através de estudos os ganhos dos controladores em função das características do sistema onde as centrais serão inseridas. Justificativa

1- Sem a definição de um tempo mínimo de incremento de P, as centrais geradoras podem injetar P por um período que não traga reais benefícios ao sistema (e.g. aumentar P por 100ms).

2- Por outro lado, se este tempo for muito grande (10s, 20s, 1min, etc...) pode ser que as centrais geradoras não consigam atender o requisito apenas com seus aerogeradores, levando a instalação de equipamentos adicionais

73.


Comércio Ltda.

ANEXO IX

1.8 Requisitos para injeção de corrente reativa sob defeito 1.8.1 Durante evento de distúrbio de tensão, além de cumprir os requisitos de manter-se

conectadas pelo período descrito no item 1.7, as centrais de geração devem ser capazes de

dar suporte de tensão à rede elétrica para tensões de sequência positiva inferiores a 85%,

através da injeção de corrente reativa adicional de sequência positiva, e para tensões acima

de 110% através de absorção de corrente reativa adicional de sequência positiva.

A injeção (ou absorção) de corrente reativa deve variar continuamente em relação ao valor

de tensão residual nos terminais do aerogerador. pelo menos até a sua capacidade nominal,

conforme a Figura 2. A instalação deve ser capaz de suprir a corrente reativa em não mais

de 30 ms (tempo de resposta do controle). Caberá ao ONS a responsabilidade de instruir a

ativação deste recurso e de definir o valor de K (inclinação da reta) a ser utilizado em

função das características do sistema onde as centrais serão inseridas.


Idem item 68.


Proposta ANEEL


Figura 2 - Requisito para injeção de corrente reativa sob defeito

Justificativa

1- Se as referências utilizadas para a injeção de corrente reativa durante falta forem tensão fase-neutro, pode haver um evento de subtensão em uma das fases e ser injetada corrente reativa em uma fase saudável, gerando um evento de sobretensão. Por isso, mesmo que o requisito de manter-se em funcionamento (item 1.7) seja referente a valores de tensão fase-neutro, para o cálculo de injeção de corrente reativa durante o defeito todos os valores


Proposta ANEEL


(corrente e tensão) devem ser referidos a sequência positiva. 2- A injeção de corrente reativa durante a falta deve ser feita de

maneira contínua e dependente da tensão residual para evitar que os aerogeradores injetem correntes reativas transitórias logo após a falta ser resolvida.

3- As correntes reativas a serem injetadas devem ser adicionais aos valores já injetados (ou absorvidos) antes da falta. (ΔI)

4- Como a referência para o FRT são os terminais dos aerogeradores, a referência de injeção de corrente também deve ser.

Comentário Adicional: O diagrama proposto é apenas um exemplo baseado no código de rede alemão, que também está sendo considerado pela ENTSO-E. Se o ONS adotar uma sistemática de injeção de corrente similar, os parâmetros do gráfico devem ser definidos de acordo com a necessidade do sistema brasileiro.

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Nota Técnica nº 14/2015-CEL/ANEEL · 2015-03-26 · Nota Técnica nº 14/2015-CEL/ANEEL Em 19 de março de 2015. Processo: 48500.005812/2014-41 Assunto: Análise das contribuições