Nota Técnica no 115/2013-SEM/SRG/ANEEL...Nota Técnica no 115/2013-SEM/SRG/ANEEL Em 21 de agosto de 2013 Processo: 48500.006885/2008-10 Assunto: Interligação do sistema elétrico

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

Nota Técnica no 115/2013-SEM/SRG/ANEEL Em 21 de agosto de 2013

Processo: 48500.006885/2008-10 Assunto: Interligação do sistema elétrico de Manaus ao Sistema Interligado Nacional - SIN - Regulamentação da Portaria MME 258/2013.

I. DO OBJETIVO 1. Propor a regulamentação do tratamento a ser conferido à interligação do sistema Manaus enquanto perdurarem as restrições que impedem sua plena interligação ao Sistema Interligado Nacional – SIN. II. DOS FATOS 2. A Portaria do Ministério de Minas e Energia - MME no 258, de 2 de agosto de 2013 – PRT 258/2013 estabelece que a interligação dos Sistemas Isolados ao SIN está condicionada "à efetiva operação comercial das instalações de transmissão necessárias à interligação plena dos Sistemas, inclusive as instalações de âmbito da distribuição, com atendimento de condições técnicas equivalentes às do Sistema Interligado Nacional", conforme regulação da ANEEL. Adicionalmente, determina que até que se inicie a operação comercial das referidas instalações "o Sistema em processo de interligação permanecerá sob as regras dos Sistemas Isolados". 3. Em 13 de agosto de 2013, mediante a carta no CT-CCEE-2172/2013, a CCEE encaminhou à ANEEL propostas de modelagem dos pontos de medição de energia e de critérios para a contabilização do mercado de curto prazo, até que o sistema Manaus seja plenamente interligado. III. DA ANÁLISE 4. Apesar de a interligação elétrica entre o SIN e o sistema Manaus ter ocorrido em 9/7/20131, por meio da finalização das obras de transmissão, permanecem restrições no sistema da distribuidora que impedem temporariamente a interligação plena da região ao SIN.

1 Conforme consta do Informativo Preliminar Diário da Operação – IPDO do ONS do dia 9 de julho de 2013.

(Fl. 2 da Nota Técnica no 115/2013-SEM/SRG/ANEEL, de 21/08/2013)


5. Por esse motivo, a PRT 258/2013 estabeleceu a condicionante que, até que sejam superadas as restrições que impedem a plena interligação, inclusive as instalações de âmbito da distribuição, o sistema em processo de interligação permanecerá sob as regras dos Sistemas Isolados. Assim, existirá um período transitório quando irão viger as regras dos Sistemas Isolados, mas contudo será necessário dar tratamento à energia transferida do SIN para Manaus.

III.1 – Condições para plena interligação do sistema Manaus 6. A PRT 258/2013 estabeleceu como de responsabilidade da ANEEL a definição das condições que devem ser atendidas para que um sistema isolado possa ser considerado plenamente interligado. Essa PRT 258/2013 ainda definiu dois requisitos, a saber:

a) Efetiva operação comercial das instalações de transmissão necessárias à interligação plena dos Sistemas, inclusive as instalações de âmbito da distribuição; e

b) atendimento de condições técnicas equivalentes às do SIN;

7. Assim, necessita-se indicar claramente quais instalações devem estar concluídas para garantir o atendimento de condições técnicas equivalentes à do SIN. Nesse ponto, cabe registro do conteúdo da Nota Técnica ONS NT-0026/2013, de abril de 2013, intitulada “Permanência das Usinas Térmicas de Manaus e Macapá até 2014”, que detalha as etapas previstas para interligação do sistema Manaus. 8. Analisando essas etapas é possível concluir que a partir da Etapa 4, quando diversas obras já estarão concluídas, a restrição para intercâmbio de energia do SIN para o sistema Manaus estará condicionada ao atendimento de requisito de operação do ONS, a saber: a geração térmica, em conjunto com a geração hidráulica da UHE Balbina atendendo pelo menos 50% da carga do sistema Manaus. 9. Apesar de a configuração prevista na Etapa 4 não ser a configuração final planejada2 para o sistema receptor de Manaus, essa, entende-se, já seria suficiente para permitir a operação do sistema em condições normais, ou seja, com grande parte das obras de transmissão e distribuição concluídas e atendimento de condições técnicas equivalentes às do SIN, em razão de a restrição para suprimento de energia à Manaus estar vinculada a critério de operação do ONS, e não mais a obras de transmissão ou distribuição não concluídas. 10. Assim, a seguir elencam-se as condições propostas para que o sistema Manaus possa ser considerado plenamente interligado ao SIN:

a) Seccionamento completo na Subestação Lechuga do circuito existente em 230 kV Manaus – Balbina;

2 Conforme a Nota Técnica mencionada a solução estrutural do sistema receptor de Manaus está definida no Relatório EPE-

RE-064-2010-r0, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE.



b) Entrada em operação da Subestação Jorge Teixeira 230 / 138 kV suprindo a Subestação Mutirão e o transformador 230 / 138 kV da Subestação Manaus, que suprirá as Subestações de Cachoeira Grande e Compensa;

c) Entrada em operação da Subestação Mauá 3 230 / 138 kV e 138 / 69 kV;

d) Entrada em operação do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC para evitar

colapso de frequência no sistema Manaus quando da perda da interligação. 11. Entende-se que essas condições devem ser atestadas por meio de ato da Diretoria da Agência, ouvidas as Superintendências de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade, Regulação dos Serviços de Transmissão, Estudos do Mercado e Regulação dos Serviços de Geração. 12. O referido ato será o marco a partir de quando o sistema Manaus será considerado plenamente interligado e, portanto, passarão a valer as regras do sistema interligado para aquela região, tanto para o ambiente de operação como para a comercialização de energia elétrica. III.2 – Tratamento da energia exportada para o sistema Manaus 13. Também existe a necessidade de estabelecer o tratamento a ser conferido aos agentes e à contabilização da energia no âmbito da CCEE, para fins de operacionalizar a diretriz de manutenção das regras dos sistemas isolados para aquela região, tendo em vista que, apesar de inicialmente ser em montante reduzido, haverá fluxo de energia na interligação da distribuidora AmE ao SIN, e que a distribuidora possui Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEARs vigentes. 14. Conforme informado pela CCEE na correspondência no CT-CCEE-2172/2013, com a interligação do Sistema Amazonas ao SIN em 9/7/2013, a Câmara viabilizou o cadastro dos pontos de medição no Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE e providenciou a modelagem dos ativos conforme a Figura 1, onde os pontos 12 e 13 representam todas as usinas daquele sistema conectadas à rede de distribuição:



Figura 1 - Diagrama unifilar simplificado da interligação do SIN ao Sistema Isolado da Amazonas Energia Fonte: CT-CCEE-2172/2013

15. Nesse modelo, a carga da AmE seria obtida pela composição dos dados horários de medição dos Sistemas de Medição de Faturamento - SMFs conforme expressão:

[ ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ]

onde “C” representa o canal de consumo do ponto de medição e “G” o respectivo canal de

geração.

16. A CCEE sugere o seguinte tratamento para contabilização do mercado de curto prazo:

1) O consumo da AmE, suprido pela interligação, seria aferido com base no fluxo de energia do sistema 500kV Tucuruí-Manaus. Para apuração desse montante foram identificadas duas possibilidades:

a) a AmE responsabiliza-se pela coleta e envio dos dados de medição de controle na

Subestação de Lechuga junto à transmissora (mostrado como ponto 14 no diagrama da Figura 1); ou

b) o consumo da AmE é apurado pela composição das medições de consumo dos

pontos conectados diretamente à rede básica conforme expressão:

[ ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ]

2) Caso exista inversão de fluxo no sistema 500 kV Tucuruí - Manaus, ou seja, na

condição em que o sistema da AmE é exportador de energia ao SIN, a geração das



usinas conectadas ao seu sistema elétrico não poderá ser contabilizada em favor de nenhum agente, abatendo perdas da rede básica.

3) Os CCEARs vigentes da AmE continuarão a ser considerados na contabilização do

mercado de curto prazo para o agente.

4) O consumo da AmE verificado no ponto de conexão ao SIN estará submetido às Regras e Procedimentos de Comercialização vigentes, com exceção das penalidades por insuficiência de lastro de energia.

5) Os produtores independentes de energia Gera AM, UTEs Tambaqui, Jaraqui, Raesa e

Manauara continuam como agentes participantes da CCEE, porém sem modelar os respectivos ativos de geração.

6) Durante o período não poderão ser aceitas novas adesões de agentes conectados ao

sistema elétrico da Amazonas Energia. 17. Com relação ao item 1) das sugestões da CCEE, em que pese a inexistência de medição padrão SMF no ponto 14, a alternativa do item a), ou seja, utilizar a medição operacional de controle da Subestação Lechuga 500/230 kV é preferível, quando comparada à alternativa b), tendo em vista que caso sejam utilizados os dados de medição dos demais SMFs (pontos de geração e de consumo) instalados, as perdas elétricas desde a Subestação Lechuga 500/230 kV até esses pontos, de responsabilidade da distribuidora e dos geradores, seriam equivocadamente atribuídas à rede básica. 18. Para a utilização da alternativa a) deverá ser constituída obrigação para o agente de transmissão (Manaus Transmissora de Energia S.A.) disponibilizar à AmE as informações operacionais (ponto 14 do diagrama), que então fará a inserção dessa informação no Sistema de Contabilização e Liquidação – SCL da CCEE. 19. Com relação aos itens 2; 3; 4 e 5 da proposta da CCEE, as áreas estão de acordo com a proposição da CCEE. 20. Com relação ao item 3), é pertinente que a energia transferida do SIN para o sistema Manaus seja considerada nos CCEARs da AmE. Caso o montante transferido seja inferior à energia correspondente aos CCEARs, a AmE a diferença será liquidada no mercado de curto prazo. Essa liquidação da energia correspondente aos CCEARs inclusive já vem sendo realizada desde o início do suprimento dos CCEARs em favor da AmE, para todo o montante de energia correspondente aos CCEARs. 21. Com a conclusão de algumas obras do sistema receptor de Manaus a capacidade de transferência do SIN será aumentada, podendo inclusive superar o montante de energia dos CCEARs, o que levaria a AmE a buscar esse montante adicional de energia no mercado de curto prazo. Esse fato ocorreria mesmo com a AmE tendo contratação suficiente para o seu mercado (quando considerada a contratação dos CCEARs com os contratos bilaterais existentes no sistemas isolados e os contratos que serão oriundos do processo de deverticalização). Essa situação não é razoável, pois além de a AmE possuir contratação suficiente para suas obrigações, essa energia “adicional” que será transferida



diminuirá a geração termelétrica local mais cara (principalmente proveniente das térmicas alugadas que operam com óleo diesel). 22. Deste modo, para esse período transitório, como a transferência de energia do SIN para o sistema Manaus reduz a CCC, o mais adequado seria transferir esse eventual custo da contratação no mercado de curto prazo também para aquela Conta. Assim, propõe-se a inclusão de obrigação à Eletrobras, como gestora da CCC, de considerar no custo total de geração, de que trata o art. 3o da Lei no 12.111/2009, a valoração do suprimento de energia por meio da interligação que exceder o montante de energia associado aos CCEARs da AmE. 23. Em outras palavras, mensalmente a CCEE deverá alocar a energia recebida do SIN aos CCEARs da AmE e, se eventualmente a AmE for obrigada a buscar no mercado de curto prazo um montante acima desse montante contratado, ela deverá valorar esse montante de energia ao Preço de Liquidação de Diferenças – PLD e informar à Eletrobras, para que essa inclua esse montante financeiro no custo total de geração. 24. No que se refere ao item 6 da proposta da Câmara, entende-se ser pertinente que não sejam permitidas no período novas adesões de agentes à CCEE, uma vez que o sistema elétrico da distribuidora continuará a ser submetido às regras dos sistemas isolados. Entretanto, não deverá ser impedido que um consumidor ou gerador possa solicitar à CCEE a modelagem de seus SMFs, ainda que não possam atuar na condição de agente.

25. Com relação às obrigações associadas ao pagamento dos diversos encargos no âmbito da CCEE, entende-se que devam ser cobradas da distribuidora na proporção da energia por ela consumida pelo SIN. III.3 – Serviços Ancilares 26. Também merece registro a necessidade de assinatura de Contratos de Prestação de Serviços Ancilares – CPSA, especificamente para a prestação do serviço ancilar de autorrestabelecimento pela UHE Balbina e pela UTE Mauá 3, de modo a auxiliar na recomposição da região de Manaus. Sobre esse ponto, sugere-se que possam ser aplicadas as regras para contratação, prestação e remuneração de serviços ancilares para agentes de geração interligados ao SIN, consubtanciadas na Resolução Normativa no 265, de 10 de junho de 2003, mesmo antes de o sistema Manaus ser considerado plenamente interligado. III.4 – Apuração de indisponibilidade de centrais geradoras 27. Outra necessidade identificada nesse processo se refere ao processo de apuração de indisponibilidade das centrais geradoras atualmente instaladas em Manaus. Sobre esse ponto, considerando que os pontos de medição de geração não serão modelados na CCEE e, portanto, não haverá impacto no lastro de venda das centrais termelétricas, bem como não haverá redução da energia assegurada da única hidrelétrica participante do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, não é razoável obrigar o ONS a realizar o processo de apuração de indisponibilidades durante esse período.



III.5 – Da apuração da geração até a plena interligação 28. A PRT 258/2013 ainda define que durante o processo de interligação, o sistema permanecerá sob as regas do sistema isolado, o que significa que o custo da geração verificada naquele sistema será suportado pela Conta de Consumo de Combustíveis – CCC. Assim a gestora da conta CCC permanece responsável pela apuração e contabilização da energia e do consumo de combustível. 29. Assim, até a plena interligação do sistema Manaus, o processo de apuração e contabilização permanece de acordo com a sistemática definida na Resolução Normativa no 427, de 22 de fevereiro de 2011. Deste modo, os reembolsos serão efetuados pela Centrais Elétricas Brasileiras – Eletrobras com base no consumo de combustível e energia efetivamente registrados no Sistema de Coleta de Dados Operacionais – SCD. III.6 – Adequação das instalações físicas aos requisitos dos Procedimentos de Rede e de Distribuição 30. Cabe destacar o fato de a ANEEL já ter emitido regulamentação com relação à obrigação da adequação das instalações físicas, rotinas operacionais e contratos comerciais para os sistemas que serão interligados SIN, a saber: Resolução Normativa no 447, de 13 de setembro de 2011 – REN 447/2011. De acordo com o referido Regulamento, todas as adequações no sistema Manaus já deveriam estar concluídas e, portanto, todas as instalações do sistema Manaus (distribuição e geração) já deveriam estar adequadas aos Procedimentos de Rede3. 31. Deste modo, não cabe falar em postergação de obrigações com relação à adequação de instalações físicas, rotinas operacionais ou contratos comerciais em razão da publicação da PRT 258/2013, considerando que todas as adequações já deveriam ter sido realizadas pelos agentes impactados pela interligação. 32. Com esse entendimento, considera-se que cabe a abertura de procedimento administrativo específico com o objetivo de avaliar o atendimento das obrigações previstas na REN 447/2011, inclusive aquelas relacionadas a adequação das instalações físicas, haja vista a existência de eventual descumprimento de obrigações por parte da AmE que resultou na situação enfrentada, onde há restrição de suprimento de energia do SIN para Manaus em razão de atraso em obras do sistema receptor.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 33. As argumentações apresentadas nesta Nota Técnica são fundamentadas nos seguintes dispositivos legais e regulamentares: Lei no 10.848, de 2004; Decreto no 5.163, de 2004; Resoluções Normativas nos 447, de 13 de setembro de 2011; 163, de 1º de agosto de 2005; 323, de 8 de julho de 2008; e 374, de 27 de outubro de 2009.

3 O art. 3o, concatenado com o inciso I do art. 8o, ambos da REN 447/2011, estabelece que as adequações físicas de geração e

distribuição do sistema Manaus deveriam estar concluídas até 21 de março de 2013 (18 meses após a publicação da Resolução).



V. CONCLUSÃO 34. Da análise e do exposto nesta NT, conclui-se pela necessidade de um comando específico de forma a dar tratamento ao caso enquanto perdurarem as restrições que impedem a plena interligação do sistema Manaus ao SIN. 35. Considerando que esse comando tem rebatimentos em direitos econômicos, deve-se abrir um processo de Audiência Pública – AP para colher subsídios sobre a regulamentação da matéria. 36. Considerando a urgência de conferir tratamento a situação vigente é razoável instruir o ONS e a CCEE para implementarem as recomendações trazidas nesta Nota Técnica, cabendo posteriores ajustes, inclusive recontabilização, no caso de modificações significativas decorrentes da análise das contribuições da AP. O prazo sugerido para o processo de Audiência Pública é de 20 (vinte) dias.

VI. DA RECOMENDAÇÃO 37. Em face do exposto, recomenda-se a instauração de Audiência Pública, na modalidade intercâmbio documental, no prazo de 20 (vinte) dias, com vistas a colher subsídios à elaboração de ato regulamentar referente ao período transitório até a plena interligação do sistema Manaus ao SIN. 38. A condição resolutiva proposta para o sistema Manaus ser considerado interligado ao SIN, nos termos da PRT 258/2013, se dará por meio de Despacho do Diretor Geral, ouvidas as Superintendências de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade, Regulação dos Serviços de Transmissão, Estudos do Mercado e Regulação dos Serviços de Geração, atestando a conclusão das seguintes obras no sistema Manaus:

i. seccionamento completo na Subestação Lechuga do circuito existente em 230 kV Manaus – Balbina; e

ii. entrada em operação da Subestação Jorge Teixeira 230 / 138 kV suprindo a

Subestação Mutirão e o transformador 230 / 138 kV da Subestação Manaus, que suprirá as

iii. Subestações de Cachoeira Grande e Compensa; e

iv. entrada em operação da Subestação Mauá 3 230 / 138 kV e 138 / 69 kV; e

v. entrada em operação do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC para evitar

colapso de frequência no sistema Manaus quando da perda da interligação; 39. Durante o período transitório, as áreas técnicas recomendam as seguintes diretrizes para constar no ato regulamentar a ser publicado por esta agência.

i. a AmE deverá coletar e enviar à CCEE os dados de medição na SE Lechuga 500/230 KV;



ii. a CCEE deverá contabilizar e liquidar em nome da AmE os resultados decorrentes da medição na SE Lechuga 500/230 KV;

iii. a CCEE deverá, no caso de inversão de fluxo no sistema 500kV Tucuruí - Manaus,

abater das perdas da rede básica a energia contabilizada;

iv. a CCEE deverá considerar os CCEARs vigentes da AmE na contabilização do mercado de curto prazo para o agente comprador, devendo ser considerada a energia apurada da medição no ponto de medição da SE Lechuga 500/230 KV;

v. a CCEE deverá submeter o consumo da AmE verificado no ponto de conexão ao SIN

às Regras e Procedimentos de Comercialização vigentes, inclusive quanto ao pagamento de encargos no âmbito da CCEE, com exceção das penalidades por insuficiência de lastro de energia;

vi. a CCEE não deverá modelar os ativos de geração conectados ao sistema Manaus;

vii. a CCEE não poderá aceitar novas adesões de agentes conectados ao sistema elétrico

da AmE;

viii. a CCEE deverá encaminhar mensalmente à Eletrobras o montante de energia transferido via interligação que exceder o montante de energia associado aos CCEARs da AmE, valorado ao Preço de Liquidação de Diferenças – PLD, devendo a Eletrobras considerar esse montante financeiro no custo total de geração, de que trata o art. 3o da Lei no 12.111/2009, para fins de reembolso pela CCC;

ix. as condições para prestação, contratação e remuneração de serviços ancilares no

sistema Manaus dar-se-ão nos termos da Resolução Normativa no 265, de 10 de junho de 2003;

x. o ONS fica dispensado da realização do processo de apuração de indisponibilidade

das centrais geradoras conectadas no sistema Manaus para fins de aplicação do Mecanismo de Redução da Energia Assegurada – MRA e apuração do lastro de venda;

xi. a Eletrobras, para fins de apuração da geração verificada e reembolso da CCC, deverá

seguir a sistemática da Resolução Normativa no 427, de 22 de fevereiro de 2011, com o registro do consumo de combustível e energia gerada obtido do Sistema de Coleta de Dados Operacionais – SCD.

40. Em função do prazo exíguo, sugere-se que, para fins de contabilização, no âmbito da CCEE, as diretrizes mencionadas no parágrafo anterior sejam consideradas válidas a partir da data em que houve a transferência de energia do SIN, devendo haver recontabilização, na hipótese de modificação relevante nas diretrizes apontadas, após análise das contribuições recebidas no processo de AP. 41. Por fim, recomenda-se a abertura de procedimento administrativo pela SFE/ANEEL com o objetivo de avaliar eventual responsabilidade da AmE com relação as obrigações estabelecidas na REN



447/2011, que podem inclusive ter contribuído para a situação enfrentada, na qual identifica-se restrição que impede o suprimento de energia do SIN para o sistema Manaus.

CARLOS MARTINS BORGES

Especialista em Regulação

RICARDO TAKEMITSU SIMABUKU

Assessor

GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR

Especialista em Regulação

De acordo:

FREDERICO RODRIGUES

Superintendente de Estudos de Mercado

RUI GUILHERME ALTIERI SILVA

Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração


ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO

Data: 23 de agosto de 2013 Área Responsável: SRG,SEM

Título da Regulação: Regulamentação do tratamento a ser conferido à interligação do sistema Manaus enquanto perdurarem as restrições que impedem sua plena interligação ao Sistema Interligado Nacional – SIN.

Qual é o problema que se quer resolver?

Descrever a natureza e a extensão do problema.

O problema consiste no fato de que o sistema Manaus foi interligado de forma precária, em razão do atraso na conclusão de obras do sistema receptor de Manaus para a interligação. Durante o período em que essa interligação permanecer precária, existe a necessidade de geração termelétrica não suportada pela Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), que automaticamente passaria a ser suportada pelo Encargo de Serviços do Sistema – ESS, a ser suportado pelos consumidores da Região Norte. Essa migração da CCC para ESS aconteceria após a formalização do sistema Manaus como interligado ao SIN. Da análise dessa situação o Ministério de Minas e Energia – MME publicou a Portaria n° 258/2013, indicando que o sistema Manaus somente poderia ser considerado interligado após o término das obras de transmissão e distribuição que garantam o atendimento do sistema Manaus em condições técnicas equivalentes ao SIN. Dessa definição, cabe à ANEEL estabelecer em quais condições essa energia transferida do SIN para o sistema Manaus será realizada, haja vista que, apesar de formalmente não interligada ao SIN, efetivamente ocorre a transferência de energia para o sistema Manaus.

Identificar os principais grupos afetados pelo problema.

Agentes de geração e consumo do SIN conectados à Rede Básica, em especial aqueles conectados ao submercado Norte, bem como agentes de geração e consumo do sistema Manaus.

Estabelecer as causas do problema.

A causa do problema é o atraso das obras de responsabilidade da concessionária de distribuição local (Eletrobrás Amazonas Energia) para recepcionar as obras de interligação de Manaus ao SIN.

Justificativas para a intervenção:

Por que a intervenção é necessária?

A intervenção é necessária para disciplinar o regime transitório enquanto o sistema de Manaus não estiver considerado como interligado, mas contudo podendo intercambiar (importar o exportar) energia com o SIN.

Existem outras formas de intervenção que não a implementação de nova regulamentação?

Não.

Objetivos perseguidos:

Quais são os objetivos e os efeitos esperados com a regulamentação?

O objetivo é conferir tratamento adequado para uma situação transitória em que um sistema não está formalmente interligado ao SIN mas pode ter parte de seu requisito (carga) sendo atendido pelo SIN.

Qual é o prazo para a implantação do regulamento?

Imediatamente após a publicação.

Opções consideradas:

Quais as alternativas para solução do problema foram consideradas?


Foram consideradas duas alternativas, ambas contemplando o tratamento a ser conferido para a energia transferida do SIN para o sistema Manaus, enquanto perdurar a situação transitória.

Justificar a opção escolhida, inclusive a de não regular.

O regulamento proposto apresenta-se como mais favorável, pois considera o montante de energia transferida do SIN para o sistema Manaus dentro das regras de comercialização, imputando à AmE as obrigações decorrentes do recebimento dessa energia, inclusive com relação ao rateio de encargos no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. A alternativa vislumbrada seria a de se considerar toda a energia transferida do SIN para o sistema Manaus, enquanto ainda formalmente isolado, como perdas. Assim, o nível de perdas da Rede Básica seria aumentado no montante transferido de energia para o sistema Manaus e rateado entre todos os consumidores e geradores conectados na Rede Básica. Considerando que as perdas na Rede Básicas contabilizadas no mês de maio de 2013 foram de 2.273 MWmed, e que os estudos do ONS mostraram a capacidade de intercâmbio do SIN para o sistema Manaus variando de 100 MW a 400 MW, ter-se-ia incremento nas perdas da Rede Básica da ordem de 5% a 18%, caso a alternativa escolhida fosse de considerar o atendimento à Manaus pelo SIN como perdas da Rede Básica.

Análise de custo-benefício:

Descrever e mensurar os custos e os benefícios, em termos financeiros, da regulação para os principais grupos afetados.

Estudos do ONS apontaram que nos primeiros meses seria possível transferir do SIN para o sistema Manaus até 100 MW. Na opção escolhida, a energia transferida do SIN para o sistema Manaus será considerada nos CCEARs da AmE. Caso o montante transferido seja inferior à energia correspondente aos CCEARs, a AmE será responsável por liquidar essa diferença no mercado de curto prazo e participar dos rateios de encargos, no âmbito da CCEE. Na hipótese da segunda alternativa vislumbrada, esses 100 MWméd seriam contabilizados como perdas da Rede Básica. Essa alternativa poderia ser valorada ao Preço de Liquidação de Diferenças – PLD, o que para o mês de julho/2013, resultaria em um montante aproximado de R$8.800.000,00 a ser suportado por todos os consumidores e geradores conectados na Rede Básica. Considerando o prazo estimado para o término das restrições no sistema Manaus, ou seja, janeiro/2014, o valor total para essa conta seria algo próximo a R$ 60.000.000,00.

Elencar custos e benefícios não financeiros. Avaliar os riscos envolvidos nas alternativas consideradas.

A regulamentação do problema apresentado foi prevista na PRT 258/2013, por se tratar de situação atípica e transitória não prevista na regulamentação geral. A possibilidade trazida pela PRT 258/2013 da existência de um sistema isolado conectado ao restante do SIN e intercambiando energia com aquele sistema é condição nova que exige regulamentação. Não regulamentar essa situação fática traz insegurança ao ambiente de comercialização, haja vista que os agentes envolvidos demandam, em situações atípicas como essa apresentada, a decisão do Regulador quanto aos diversos aspectos regulatórios relacionados a situação.

Análise do estoque regulatório:

O regulamento proposto implica alteração e/ou revogação de outro regulamento existente? Caso afirmativo, discriminar.

Não.

Avaliar a correlação entre a regulação proposta e o estoque regulatório.


O regulamento proposto tem prazo definido para perda da sua eficácia, pois visa regular situação transitória cujas condições para término se encontram descritas no próprio regulamento.

Acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto:

Propor alternativas para acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto.

As condições para o término dos efeitos da regulamentação proposta deverão ser acompanhadas pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE, Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT, e Superintendência de Estudos do Mercado - SEM.

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