Nota Técnica no 003/2014 SEM/ANEEL · * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. Nota Técnica no

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

Nota Técnica no 003/2014–SEM/ANEEL

Em 29 de janeiro de 2014.

Processo: 48500.006423/2013-51 Assunto: Alterações nas Regras de

Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação – NSCL – versão janeiro de 2014.

I. DO OBJETIVO

1. Esta Nota Técnica tem por objetivo apresentar a análise das contribuições recebidas na Audiência Pública 124/2013, realizada para obter subsídios às propostas de alteração nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica (REGRAS) aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação – NSCL apresentadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para compor a versão de janeiro de 2014 (Versão 2014.1.0).

II. DOS FATOS

2. Por meio das Resoluções Normativas (REN) 428, de 15/03/2011, 456, de 18/10/2011 e 511, de 23/10/2012, foram aprovados 23 módulos que compõem as REGRAS aplicáveis ao NSCL.

3. A ANEEL, por meio da REN 533, de 22/01/2013, aprovou a alteração das REGRAS de modo a atender Medida Provisória 579/2012, convertida na Lei 12.783/2013, o Decreto 7.805/2012 e demais aperfeiçoamentos.

4. Em 22/01/2013, a CCEE encaminhou pela Carta CT – CCEE 0244/2013, proposta de nova metodologia de cálculo de desconto aplicado à tarifa de uso dos sistemas de distribuição ou transmissão -TUSD/TUST, em conformidade com as diretrizes emitidas pela Nota Técnica 092/2010-SEM/ANEEL. Em 14/06/2013, pela Carta CT – CCEE 1490/2013, a CCEE reencaminhou a proposta de nova metodologia do referido cálculo, apresentando aperfeiçoamentos.

5. Em 28/01/2013, a CCEE encaminhou pela Carta CT – CCEE 0335/2013, proposta de Regras e Procedimentos de Comercialização, em conformidade com a REN 530/2012, que estabelece a metodologia para o cálculo das cotas-parte das centrais de geração Angra 1 e Angra 2 pertencentes à Eletrobrás

(Fl. 2 da Nota Técnica no 003/2014–SEM/ANEEL, de 29/01/2014)


Termonuclear S/A – Eletronuclear e as condições para a comercialização da energia proveniente dessas usinas, em observância ao disposto na Lei 12.111, de 9/12/2009.

6. A ANEEL, por meio da REN 551, de 14/05/2013, aprovou a alteração das REGRAS para atender ao disposto na Resolução CNPE 3, de 06/03/2013.

7. Por meio da REN 578, de 11/10/2013, a ANEEL aprovou a alteração das REGRAS decorrentes da Audiência Pública 095/2013, para os processamentos das contabilizações a partir de outubro de 2013.

8. Por meio da correspondência CT-CCEE-2355/2013, de 30/08/2013, a CCEE encaminhou a primeiro conjunto de alterações nas REGRAS, para vigência a partir da contabilização de janeiro de 2014, decorrentes de determinações regulatórias e aprimoramentos.

9. Em 30/10/2013, a CCEE encaminhou a carta CT-CCEE-2917/2013, contendo proposta atualizada de REGRAS, versão 2014.1.0, tendo em vista a publicação da REN 578/2013 e o prolongamento do prazo de contribuição da AP 067/2013.

10. A SEM analisou as propostas encaminhadas pela CCEE e, por meio da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL, de 21/11/2013, propôs abertura de Audiência Pública, que se deu por meio da AP 124/2013, na modalidade Intercâmbio Documental, no período de 28/11/2013 a 27/12/2013, com vistas a se obter subsídios às propostas de alteração nas REGRAS.

III. DA ANÁLISE

11. O resultado da AP 124/2013 está consubstanciado nesta Nota Técnica, que traduz não somente o entendimento da SEM quanto à regulamentação em exame, como também traz a análise referente às contribuições dos agentes.

12. Foram recebidas 94 contribuições de 22 instituições: Associação Brasileira de Energia Eólica – ABEEólica, Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – ABIAPE, Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres – ABRACE, Associação Brasileira de Comercializadores de Energia – ABRACEEL, Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE, Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica – ABRAGE, Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica – APINE, Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, Grupo CPFL, EDP Energias do Brasil, Enel Green Power – EGP, ELEKTRO ELETRICIDADE E SERVIÇOS S/A, ELETROBRAS ELETRONUCLEAR, ENEVA S/A, LIGHT, NEOENERGIA, PETROBRAS, QUEIROZ GALVÃO, SIMPLE ENERGY, TRACTEBEL e União da Indústria de Cana-de-açúcar – ÚNICA.

13. A síntese da análise das contribuições é mostrada na Tabela 1, ao passo que o sumário de contribuições (anexo a esta Nota Técnica), assim como algumas questões conceituais de grande relevância nelas abordadas, estão apresentadas nas subseções que se seguem.



Tabela 1: Síntese da análise de contribuições da Audiência Pública AP 124/2013

# Instituição Aceita Parcialmente

Aceita Não

Aceita Não

Considerada Já

Prevista Total de

Contribuições

1 ABEEólica 3 3

2 ABIAPE 1 1

3 ABRACE 1 1

4 ABRACEEL 2 5 7

5 ABRADEE 1 1

6 ABRAGE 1 1 2

7 APINE 3 1 1 1 6

8 CCEE 33 5 5 43

9 CEMIG 1 1

10 CPFL 1 1 1 3

11 EDP 1 1 2

12 EGP 1 1

13 ELEKTRO 2 2

14 ELETRONUCLEAR 2 1 3

15 ENEVA 2 1 3

16 LIGHT 1 1

17 NEOENERGIA 1 2 1 4

18 PETROBRAS 2 1 3

19 QUEIROZ GALVÃO 1 1

20 SIMPLE ENERGY 1 1

21 TRACTEBEL 2 2

22 ÚNICA 1 2 3

TOTAL 46 11 25 11 1 94

III.1 Do novo critério de rateio de inadimplência para agentes desligados

14. Eventualmente, são observados valores de grande materialidade na inadimplência de Agentes desligados da CCEE, valendo citar, por exemplo, os montantes aproximados de 63 milhões em novembro de 2012 e de 30 milhões em março de 2013, ambos decorrentes da Classe Comercialização1.

15. Até o presente momento, esta inadimplência tem sido rateada entre os Agentes Credores do Mercado, especialmente entre os Agentes da Categoria Geração, conforme evidencia a Figura 12.

1 Alguns Agentes da Classe Consumidores (Livres e Especiais) também foram desligados em 2013, deixando uma inadimplência de aproximadamente 2 milhões de reais para rateio. 2 Tendo em vista que partir de abril de 2013 houve alteração da regra de cálculo da Energia Considerada para Rateio dos Encargos por Ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco, esta Seção utilizará os dados a partir deste mês.



Figura 1 – Rateio (%) pelo critério vigente - Credores

16. Neste contexto, a Resolução Normativa nº 109/2004, que instituiu a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, dispôs no artigo 26 que 95.000 votos devem ser rateados entre os Agentes da CCEE, na proporção dos volumes de energia contabilizados, calculados com base nos resultados da contabilização nos 12 meses precedentes.

17. A reunião dos Associados da Câmara – órgão máximo de deliberação denominado Assembleia Geral – tem como algumas de suas competências (i) eleger e destituir os membros do Conselho de Administração ou do Conselho Fiscal da CCEE e (ii) deliberar sobre o orçamento da Câmara para o ano subsequente, valendo destacar que as deliberações são tomadas em votação por maioria simples, isto é, por metade mais um dos votos presentes.

18. Assim, observa-se que os Agentes com maiores volumes de energia contabilizados nos 12 meses precedentes exercem maior influência na gestão da CCEE e, consequentemente, os votos aos quais os Agentes têm direito também são utilizados para determinar mensalmente o valor da contribuição financeira a ser paga (Contribuição Associativa).

19. Na mesma linha de raciocínio, a SEM/ANEEL propôs na Nota Técnica nº 150/2013 que o montante inadimplido de agentes desligados fosse rateado na proporção dos votos, na contabilização seguinte à última liquidação com participação do Agente desligado.

20. Esta proposta já havia sido apresentada na Nota Técnica 099/2013-SEM, de 12 de julho de 2013, que trata do Aprimoramento das Garantias Financeiras associadas à liquidação financeira do MCP – 2ª Fase, valendo destacar os seguintes trechos:

“(...) os agentes que, por circunstâncias diversas, são credores em um determinado mês ficam com o ônus do débito do agente devedor, que, tendo sido desligado, não mais entra no rateio das liquidações mensais.

64. Entende-se que o desligamento de um agente por inadimplência representa de fato, como argumenta, a requerente, um risco estrutural do mercado e, que, portanto, deve ser diluído por todo o mercado e não simplesmente alocado aos agentes que infortunadamente foram credores em uma liquidação específica que encerra a condição de agente do mercado do inadimplente.” (grifo nosso)



21. Espera-se, dessa forma, evitar a alocação das consequências da inadimplência a uma parte isolada do mercado (Categorias estruturalmente credoras do Mercado de Curto Prazo) e, ao mesmo tempo, define-se regra já consolidada no rateio da Contribuição Associativa, reservando maior parte da inadimplência aos Agentes ou Categorias com maior influência (mais votos) na gestão da Câmara de Comercialização.

22. Seguem, na Tabela , as contribuições da ABIAPE, da EDP, do Grupo CPFL, da APINE, da ABRAGE, da ABRACEEL, da ABRACE e da Tractebel Energia sobre o tema em tela.

Tabela 2 – Contribuições do Agentes.

ABIAPE

(...) a ABIAPE entende que um conceito importante a ser avaliado para o rateio da inadimplência é realizá-lo de forma proporcional ao risco imputado pelo agente ao mercado ou à energia comercializada. A regra já existente do ESSenergético, por exemplo, implementa tais conceitos e poderia ser utilizada como base para o critério do rateio da inadimplência.

No caso de a ANEEL decidir por alterar a regra do rateio da inadimplência antes do encerramento da AP nº 124/2013, a ABIAPE propõe que a atual forma do ESSenergético seja também adotada para o rateio da inadimplência.

EDP

O Grupo EDP entende que esta mudança é benéfica para o sistema como um todo, desde que feita de forma isonômica. Para tal, sugere que seja mantida a proposta de rateio proporcional dos votos correspondente ao montante total de energia comercializada pelo agente na CCEE, determinado em função dos montantes de geração/consumo e dos contratos de compra/venda de energia, apurados nos últimos 12 (doze) meses, contabilizados e certificados, anteriores à data de realização da Assembleia Geral.

Esta medida amortecerá o impacto do desligamento sem sucessão de um agente, diluindo o montante devido entre todos os agentes proporcionalizado de acordo com a

quantidade de votos.

Grupo CPFL Essa sugestão adequa o rateio da inadimplência para os agentes que operam com o balanço energético neutro e, portanto, não imputam risco ao MCP. A proposta da AP imputa ônus aos agentes que não contribuem com risco no MCP.

APINE

Uma importante evolução no conjunto de regras que se apresenta nesta AP refere-se à proposta de aprimoramento do atual mecanismo para o rateio de inadimplências (“loss sharing”). Na visão da APINE, a proposta de rateio do montante inadimplido de Agentes desligados sem sucessão na proporção dos votos na CCEE traduz-se em uma regra muito mais justa e equitativa para todo o mercado.

O mecanismo atualmente em vigor é inapropriado, pois gera sinais ineficientes ao mercado ao distribuir o montante inadimplido apenas entre os Agentes credores do mercado relativo ao mês em que o Agente inadimplente é desligado. Desta forma, as categorias de Agentes que são estruturalmente credoras do mercado de curto prazo são duramente penalizadas pelo atual critério de rateio, forçando com que estes Agentes adotem estratégias comerciais alheias à lógica natural do mercado apenas para evitar a regra atual de rateio (“loss sharing”) – o que configura evidente distorção de mercado e por si só justifica a adoção das medidas propostas nesta AP neste sentido com pleno apoio da APINE.

A solidariedade no rateio das inadimplências entre todos os Agentes do mercado na proporção dos votos na CCEE cabe neste novo conjunto de regras justamente porque nenhum destes Agentes deu causa à inadimplência ou tem gestão sobre os contratos do Agente inadimplente e, consequentemente, não é justo ou isonômico alocar as consequências a qualquer parte isolada do mercado.



ABRAGE

Um ponto importante apresentado na proposta em Audiência é o aprimoramento do atual mecanismo para o rateio de inadimplências (loss sharing) para uma regra mais justa e solidária. Pois, o mecanismo atualmente em vigor apresenta-se inapropriado e gera sinais ineficientes ao mercado, distribuindo as inadimplências apenas entre os agentes credores do mercado no mês em que o agente inadimplente é desligado. Esse procedimento traz impactos significativos na estratégia comercial dos agentes, levando-os até mesmo a praticar deságios em relação ao PLD – o que configura evidente distorção de mercado.

Além disso, algumas categorias de agentes são extremamente penalizadas pelo atual critério de rateio, uma vez que são estruturalmente credoras do mercado de curto prazo.

A solidariedade entre todos os participantes do mercado é a forma mais razoável de rateio justamente porque nenhum desses deu causa à inadimplência ou tem gestão sobre os contratos do inadimplente e, consequentemente, não é justo ou isonômico alocar as consequências a qualquer parte isolada do mercado.

ABRACEEL

(...) propomos que a participação dos agentes seja calculada com base na Energia Transacionada nos últimos doze meses, a exemplo do rateio do Encargo de Serviços do Sistema por segurança energética (ESS_SE).

A Energia Transacionada visa identificar o montante de energia de origem própria que o agente comercializou no mercado, sem considerar a energia revendida. Para obter tal montante, a regra define um cálculo igual para todos os agentes sujeitos ao rateio, e que captura todas as situações possíveis de comercialização, considerando o maior valor, em módulo, da posição líquida: (i) dos ativos de medição; (ii) dos contratos registrados; e (iii) da exposição ao MCP.

Dessa forma, considerando a Energia Transacionada pelos agentes, evita-se a cobrança em cadeia sobre as transações intermediárias do mercado, o que prejudica o desempenho da atividade de comercialização e reduz a liquidez do mercado de energia elétrica.

ABRACE

Abrace sugere, portanto, que a proposta de alteração do rateio de inadimplência passe por um processo específico de Audiência Pública, e solicita à área técnica responsável que elabore uma Análise de Impacto Regulatório (AIR) identificando a real necessidade de tal aprimoramento e seus respectivos impactos para todos os Agentes de Mercado.

Entretanto, caso a ANEEL dê prosseguimento à atualização das REGRAS, a Abrace ressalta seu entendimento de que é inadequado o rateio da inadimplência de agentes desligados da CCEE de forma proporcional aos votos na Câmara. Isto porque, a classe dos consumidores, de modo geral, não é responsável e nem dá causa a eventos dessa natureza e entende que a proposta em discussão lhes conferirá um custo adicional indevido.

Sendo assim, a Abrace propõe que a atual REGRA de rateio das inadimplências não seja modificada.

TRACTEBEL

Um ponto que merece destaque como importante avanço na presente Audiência Pública é a proposta da ANEEL/CCEE de aprimoramento do atual mecanismo para rateio de inadimplências de agentes desligados para uma regra mais justa e solidária.

Nossa visão é que o mecanismo atualmente em vigor apresenta-se inapropriado e gera sinais ineficientes ao mercado, pois distribui as inadimplências apenas entre os agentes credores do mercado no mês em que o agente inadimplente é desligado. Esse procedimento traz impactos significativos na estratégia comercial dos agentes, levando-os até mesmo a praticar deságios em relação ao PLD – o que configura evidente distorção de mercado. Além disso, algumas categorias de agentes são extremamente penalizadas pelo atual critério de rateio, uma vez que são estruturalmente credoras do mercado de curto prazo.



O repasse da inadimplência a todos os agentes do mercado, com base na distribuição de votos na CCEE no momento do desligamento do agente inadimplente tem, inclusive, consequência similar à composição do Fundo Garantidor (Etapa 3 da metodologia de aprimoramento das Garantias Financeiras). A solidariedade entre todos os participantes do mercado cabe aqui justamente porque nenhum desses deu causa à inadimplência ou tem gestão sobre os contratos do inadimplente e, consequentemente, não é justo ou isonômico alocar as consequências a qualquer parte isolada do mercado.

23. Observa-se, em termos gerais, que os representantes dos Geradores apoiam uma mudança nos critérios, enquanto Comercializadores e Consumidores propõem outra forma de rateio ou mais estudo sobre o tema.

24. Diante das contribuições da Tabela , as Figuras abaixo apresentam a percentagem de rateio de abril a novembro de 2013, considerando 02 possíveis novas regras: (ii) o rateio proporcional à energia transacionada (regra do ESS_SE) e (ii) o rateio proporcional aos Votos.

Figura 2 – Rateio (%) pelo critério do ESS_SE

Figura 3 – Rateio (%) pelo critério proposto pela ANEEL - Votos

25. Ainda, em relação às mudanças provenientes do critério proposto em face do critério atual, a Figura 4 apresenta a diferença entre (i) a porcentagem de rateio proporcional aos Votos e (ii) a porcentagem



de rateio entre os credores. No período analisado, observa-se uma redução considerável da participação da Categoria Geração, bem como um aumento expressivo da participação da Categoria Distribuição.

26. Vale ressaltar, contudo, a essência do critério de rateio proposto, conforme já explicitado no decorrer desta Seção, em que a inadimplência é diluída por todo o mercado e não simplesmente alocada aos agentes que infortunadamente foram credores.

Figura 4 – Comparação entre critérios – Diferença entre %Rateio por Votos e %Rateio entre Credores

27. Conclusivamente, tendo em vista que a proposta para rateio pelos Votos estabelece uma proporcionalidade direta entre a influência na gestão da CCEE (devido ao volume de energia comercializado) e o loss sharing, assim como um rateio mais equilibrado (isonômico) entre os Agentes, a SEM/ANEEL mantém a proposta da Nota Técnica 150/2013.

28. Ademais, torna-se necessário modificar as Resoluções ANEEL vigentes que tratam do rateio de débitos provenientes do desligamento de agentes inadimplentes, destacadas abaixo:

(i) Artigo 7º da Resolução 552, de 14 de outubro de 2002, que estabelece os procedimentos relativos à liquidação das operações de compra e venda de energia elétrica, no mercado de curto prazo;

(ii) Artigo 17 da Convenção de Comercialização, instituída pela Resolução Normativa 109, de 26 de outubro de 2004; e

(iii) Artigos 17 e 18 da Resolução Normativa 545, de 16 de abril de 2013, que estabelece as condições e procedimentos aplicáveis ao desligamento de Agentes.

III.2 Do faturamento do 12° LEN

29. Petrobrás encaminhou contribuição sugerindo a alteração da redação da subcláusula 8.1.1 do CCEAR do 12º LEN e da divulgação do relatório RV06 - Relatório de Venda mensal, por parte da CCEE.

30. O agente solicita que seja suprimida da redação da referida subcláusula a indicação para que o faturamento, em caso de resultado líquido do valor monetário a ser faturado pelo vendedor correspondente a um crédito a favor do comprador, seja igual a zero.



31. A Petrobrás justifica que o faturamento pelo seu valor monetário líquido só pode acontecer no aspecto financeiro. Dá como exemplo o caso de um Gerador que deva receber R$ 1.000.000,00, via emissão de Nota Fiscal referente à geração de energia elétrica (Receita Variável) e mais R$ 100.000,00, via emissão de Nota de Débito referente à Receita Fixa, mas que tem a restituir à Distribuidora R$ 300.000,00, via emissão de Nota de Crédito. Esclarece que o gerador, nesse caso, terá o ingresso em seu caixa do valor final de R$ 800.000,00, pois a Distribuidora deveria pagar R$ 1,1 milhão e tem a receber R$ 0,3 milhão. Porém, o Fisco ficaria plenamente informado de que o faturamento do gerador foi de R$ 1,1 milhão e a base de cálculo dos impostos se dará pelo valor total.

32. Argumenta que, seguindo a orientação colocada pelo RV06 - Relatório de Venda mensal publicado pela CCEE, a cobrança junto à Distribuidora espelharia um total a ser faturado de R$ 0,8 milhão e não mais os R$ 1,1 milhão. E conclui que a consequência disso será a autuação da empresa por omissão de receitas para efeitos do PIS/COFINS.

33. Assim, o agente sugere uma nova redação para a subcláusula 8.1.1 do CCEAR do 12º LEN, conforme já explicitado, e uma nova forma de divulgação do RV06, por parte da CCEE, de forma que o montante relativo à “Receita de Venda da 3ª Parcela” espelhe o total a ser faturado sem descontos ou acréscimos. Adicionalmente, a coluna da Receita de Venda Mensal já traria a soma integral dos valores das três parcelas, sem quaisquer descontos ou acréscimos referentes ao mês de competência. Deveria, ainda, ser criada uma nova coluna sob o título “Receita de Venda 3ª Parcela Líquida”, sendo este valor a diferença entre a “Receita de Venda 3ª Parcela” menos os ajustes financeiros, ressarcimento e outros valores a abater ou a acrescer. Caso o valor dos descontos seja superior ao total da 3ª parcela a ser faturada, esta nova coluna iria apresentar um valor negativo, e aí se faria o que já está sendo indicado pela CCEE, ou seja, a coluna da “Receita de Venda 3ª Parcela Líquida” apareceria com valor igual a zero e a coluna “Valor residual da 3ª ou Última Parcela da Receita de Venda” passaria a apresentar o referido valor negativo a ser devolvido no mês seguinte corrigido pelo IPCA.

34. A Petrobrás defende que as sugestões, se implantadas, trariam clareza sobre o quanto cada Agente deve pagar e receber, sem qualquer possibilidade dos Geradores serem induzidos a não emitir documentos de cobrança, que são devidos e de emissão obrigatória.

35. É fato que o problema apresentado tem mérito, porém entende-se que a alteração do contrato não é necessária, bastando acolher a proposta de nova forma de divulgação do RV06, por parte da CCEE, de forma que o montante relativo à “Receita de Venda da 3ª Parcela” espelhe o total a ser faturado sem descontos ou acréscimos, e que seja criada uma nova coluna sob o título “Receita de Venda 3ª Parcela Líquida”, sendo este valor a diferença entre a “Receita de Venda 3ª Parcela” menos os ajustes financeiros, ressarcimento e outros valores a abater ou a acrescer.

III.3 Da suspensão/extinção do Módulo Repasse do Custo de Sobrecontratação

36. De acordo com a REN 255/2007, por meio de REGRAS, cabe à CCEE realizar a apuração das Sobras Contratuais, que deverá fazê-la considerando os resultados da contabilização mensal do mercado de curto prazo.

37. Com essa determinação adicionou-se ao conjunto de REGRAS o módulo de Repasse do Custo de Sobrecontratação.



38. No entanto, conforme destacado pela Superintendência de Regulação Econômica – SRE no Memorando 017/2014-SRE/ANEEL, no fechamento da AP 78/2011, conforme minuta do Submódulo 4.3 do PRORET, que trata do cálculo da sobrecontratação de energia, foram realizadas alterações em sua metodologia que não estão refletidas no módulo de Repasse do Custo da Sobrecontratação ora em audiência pública.

39. Além disso, na minuta do Submódulo 4.3 do PRORET foi retirada a atribuição da CCEE para realização do cálculo do repasse da sobrecontratação. O cálculo passará a ser realizado pela SRE/ANEEL, devendo a CCEE enviar com periodicidade mensal as informações necessárias para o cálculo da sobrecontratação e da exposição de submercados.

40. Com isso, faz-se necessário suspender a aplicação do módulo de Repasse do Custo da Sobrecontratação até a homologação do Submódulo 4.3 do PRORET, e após essa homologação o referido módulo será extinto do conjunto de REGRAS.

III.4 Da operacionalização das Portarias MME 455/2012 e 185/2013

41. Conforme determinado pela Portaria MME 21, de 14 de janeiro de 2014, o prazo de que trata o artigo 2º da Portaria MME 455/2012 e o artigo 5° da Portaria 185/2013 foi postergado a pedido da CCEE, para 1º de junho de 20143.

42. As justificativas apresentadas pela CCEE para o pedido de postergação, por meio da carta CT-CCEE-3430/2013, de 18/12/2013, de forma resumida são os que se segue:

a) O Sistema de Contabilização e Liquidação – CLIQ-CCEE ainda não está totalmente adaptado para processar todas as operações necessárias para integral atendimento do disposto nas Portarias 455 e 185. Para adequação de todos os programas e sistemas computacionais da CCEE às disposições das citadas Portarias ainda será necessária a alocação de diversos recursos, cuja estimativa de destinação somente poderão ser concluídas quando da definição do conteúdo das Regras de Comercialização que vigorarão a partir de janeiro de 2014 (versão 2014.1.0);

b) As Regras de Comercialização versão 2014.1.0 são objeto da Audiência Pública ANEEL n° 124/2013, cujo prazo de contribuições terminara no dia 27.12.2013. Para a implantação da 2° etapa da Portaria 455/2012, bem como da cessão tratada na Portaria 185/2013, será necessária a alteração de 3 (três) módulos de Regras de Comercialização4;

c) Com o término do prazo de contribuições para a AP 124/2013, as novas Regras somente poderão ser aprovadas e conhecidas a partir das primeiras semanas de 2014, com a publicação da respectiva Resolução Normativa;

d) Especificamente quanto à regulamentação das Portarias n° 455/2012 e 185/2013, o tema ainda será analisado pela Diretoria Colegiada da ANEEL, após verificação do resultado

3 A Nota Técnica 161/2013-SEM/ANEEL, de 18/12/2013, apresentou a análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública 121/2012. 4 Os módulos das Regras de Comercialização que serão alterados em razão das citadas portarias são: Medição Contábil, Contratos e Penalidades de Energia.



da Audiência Pública ANEEL n° 121/2013, na qual se colheram subsídios para a regulação, após o que deverá ser aprovada a respectiva Resolução Normativa;

e) Com a publicação da Resolução Normativa que trará a regulação das Portarias 455/2012 e 185/2013 será necessária a abertura de Consulta Pública para aprovação do respectivo Procedimento de Comercialização, para o detalhamento operacional das condições e prazos a serem observados pelos agentes e pela CCEE; e

f) Considerando os eventos e prazos citados nas alíneas “a” a “e” e a publicação que deverá ocorrer (i) dos normativos a serem expedidos pela ANEEL; (ii) dos módulos de Regras alterados; e (iii) do novo Procedimento de Comercialização; os agentes do setor elétrico terão apenas poucas semanas (ou dias) para estudar e adaptarem seus processos às relevantes alterações regulatórias introduzidas pelas citadas Portarias. (grifos nossos)

43. Todavia, em razão de a AP 121/13, que trata da regulamentação das Portarias 455/2012 e 185/2013, permanecer inconclusa, na versão do Módulo de Contratos apresentada à AP 124/13 deverão ser suprimidas as regras relativas à implementação das citadas Portarias.

44. Nesse sentido, considerando que existe data prevista para implantação dessas Portarias, em prazo que, ao ver desta Superintendência, ainda é exíguo, em razão justamente de todos os apontamentos apresentados pela CCEE, e da necessidade de deliberação da ANEEL sobre a Audiência Pública 121/2013, não se verifica prejuízo em se avaliar as contribuições recebidas nessa Audiência sobre as questões que versam sobre o aperfeiçoamento dos contratos flexíveis.

45. Nessa direção, cabe reiterar o posicionamento já apresentado pela SEM, por meio da Nota Técnica 140/2013-SEM/ANEEL, de 31/10/2013, na qual foi expresso que se entende não haver óbices à implementação dos contratos flexíveis para a geração (por percentual e por prioridade) e ainda determina a sua implantação, conforme destacado abaixo.

26. Além disso, em conformidade com a Portaria, a CCEE propõe duas novas modalidades de contratação flexível para os agentes da classe de consumo. Não obstante a previsão de mecanismo de flexibilidade específica para os agentes da classe de consumo, não se verifica óbices à sua implementação também para os agentes da categoria de geração, com base em sua geração verificada, motivo pelo qual deverá ser implementada pela CCEE.

46. Não obstante, apesar de sinalização da SEM nesse sentido, em reuniões realizadas nesta Agência, em 30/07/2013, e em São Paulo, 21/08/2013, com a participação dos agentes do mercado, anteriores ainda ao último encaminhamento pela CCEE das REGRAS que ocorreu em 30/10/2013, tal proposta não foi prevista para abertura desta Audiência Pública. Ressalta-se ainda, que o encaminhamento pela CCEE de proposta para a regulamentação das Portarias 455/2012 e 185/2013 ocorreu em 15/08/2013.

47. Assim, considerando que a CCEE já previu o direcionamento de esforços após a conclusão desta Audiência Pública, cabe a CCEE encaminhar as devidas alterações algébricas necessárias no Módulo Contratos, para que se possa abrir Audiência Pública em tempo hábil, de maneira a cumprir o prazo de postergação solicitado, considerando ainda todos os aproveitamentos das contribuições recebidas nesta Audiência Pública.



III.5 Do lastro para o 1º ano de operação comercial de usinas sem Garantia Física

48. Conforme avaliado na NT 150/2013-SEM/ANEEL, o caderno de Garantia Física foi alterado para que os proprietários de usinas que não tenham garantia física definida pelo MME, durante o primeiro ano de operação comercial da usina, possam5 declarar o montante de garantia física de forma flat, limitado à potência instalada da usina. O intuito da alteração é permitir que o empreendedor possa realizar a venda de contratos flat em seu primeiro ano de operação, sem ser penalizado devido à ausência de seu histórico de geração.

49. Destaca-se que, pela proposta inicial da CCEE, a garantia física declarada é utilizada tanto para fins de cálculo de insuficiência de lastro de energia, quanto para cálculo de desconto da TUST/TUSD, conforme resumido na Tabela 3.

Tabela 3 – Proposta da CCEE enviada para abertura da AP 124/2013.

Operação comercial Cálculo de Penalidade de Energia Cálculo de Desconto TUST/TUSD

Primeiro ano Utiliza a garantia física declarada Utiliza a garantia física declarada

A partir do segundo ano Utiliza a geração verificada e captura desvios entre a declaração e a geração

efetiva do primeiro ano por meio do acrônimo GF_DIFp,m

Utiliza a geração verificada, mas não captura desvios entre a declaração e a

geração efetiva do primeiro ano

50. Resta claro que, pela proposta em tela, em caso de declaração acima da geração efetiva, a usina receberia um desconto a maior, que não seria capturado no ano seguinte. Nesse sentido, a CCEE enviou contribuição de forma a (i) considerar a própria geração para fins de desconto da TUST/TUSD no primeiro ano de operação comercial, e (ii) alterar o termo “garantia física declarada” por “declaração de lastro para venda”, para que não reste dúvidas de que esse valor será utilizado unicamente para fins de cálculo de penalidades de energia. Em sua justificativa, a Câmara indica que essa proposição evita a “criação de recurso de desconto ou mesmo reprocessamentos da matriz de desconto, que poderiam impactar os processos das distribuidoras”.

51. Ocorre que, a despeito de evitar que o agente perceba descontos superiores ao devido, a proposta da CCEE vai contra a diretriz que incentivou a alteração nos cadernos: permitir que o agente realize a venda de contratos no primeiro ano de operação comercial, emulando a existência de seu histórico de geração. Afinal, a perda do desconto da TUST/TUSD prejudica consideravelmente a atratividade da proposta.

52. Nesse sentido, a SEM entende que também há que se usar a garantia física declarada para fins de cálculo de desconto da TUST/TUSD no primeiro ano de operação comercial, e que se deve prever uma forma de capturar eventuais descontos excessivos, ainda que por meio do reprocessamento da matriz de desconto.

5 Em caso de não declaração, utiliza-se a geração efetiva no primeiro ano, assim como ocorre atualmente.



53. Acerca do cálculo da diferença entre a declaração do agente e a geração efetiva do primeiro ano, acrônimo GF_DIFp,m, realizou-se uma simulação de declaração de garantia física acima do valor efetivamente gerado, apresentada na Tabela 4, como forma de aferir o efeito da captura dos desvios na declaração.

Tabela 4 – Simulação de declaração de garantia física acima da geração efetiva.

jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 TOTAL

Venda (contratos) 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 108

GFIS declarada 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 108

Geração efetiva 0 0 0 15 15 15 15 15 15 15 0 0 105


Venda (contratos) 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 108

GFIS declarada - - - - - - - - - - - - -

Geração efetiva 0 0 0 15 15 15 15 15 15 15 0 0 105

54. Conforme consta na linha de comando 11 do módulo de Penalidades de Energia, para cada mês do segundo ano de operação comercial do empreendimento, a apuração do acrônimo GF_DIFp,m é realizada por meio da equação a seguir, que resultará nos valores apresentados na Tabela 5.

∑

∑

Tabela 5 – Valores calculados de GF_DIF para a simulação em tela.

jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15

GF_DIF 3 -6 -15 -24 -18 -12 -6 0 6 12 18 9

55. Esses valores são então subtraídos do recurso do agente em cada mês “m”, em acordo com as equações da linha de comando 12.

Tabela 6 – Valores calculados de recurso mensal (Garantia Física subtraída de GF_DIF).


9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9


-3 6 15 39 33 27 21 15 9 3 -18 -9

56. Em seguida, apura-se o nível de insuficiência de lastro preliminar do mês (NILE_PRE), por meio da subtração de requisitos (na simulação, apenas contratos de venda) e de recursos (Tabela 6) do mês.

Tabela 7 – Valores calculados de nível de insuficiência de lastro preliminar do mês (NILE_PRE).


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


12 3 -6 -30 -24 -18 -12 -6 0 6 27 18

57. Visto que a simulação apresenta propositalmente uma garantia física declarada no exato volume dos contratos de venda, nota-se que o agente não apresenta nível de insuficiência de lastro preliminar em qualquer um dos meses de 2014. Assim, ao apurar-se a insuficiência de lastro (ILE), determinada pelos



valores positivos6 resultantes do somatório de NILE_PRE dos 12 meses anteriores ao mês de apuração “m”, e apresentada na Tabela 8, nota-se que o agente estará sujeito à aplicação de penalidades apenas em fevereiro, março e abril de 2015, apesar da captura dos desvios por meio de GF_DIF.

Tabela 8 – Valores calculados de insuficiência de lastro (ILE).


0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


0 12 15 9 0 0 0 0 0 0 0 0

58. Utilizando-se um preço de referência para penalização (PREF_PNL) igual a R$ 400, concluí-se que o agente estará sujeito ao pagamento de R$ 1.200,00 em penalidades por insuficiência de lastro de energia7 em 2015.

Tabela 9 – Penalidade por Insuficiência de Lastro de Energia (PILE) pela REGRA PROPOSTA.

fev/14 mar/14 abr/14 TOTAL

R$ 400,00 R$ 500,00 R$ 300,00 R$ 1.200,00

59. Contudo, ao realizar essa simulação pela regra vigente (garantia física definida pela geração efetiva), constata-se que a aplicação de penalidades seria de R$ 3.400 e R$ 1.200,00 no primeiro e segundo ano, respectivamente. Ou seja, para o exemplo em tela, não se constata a captura no segundo ano dos valores de declaração a maior.

Tabela 10 – Valores calculados de insuficiência de lastro (ILE) pela REGRA VIGENTE.


0 9 18 27 21 15 9 3 0 0 0 0


3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Tabela 11 – Penalidade por Insuficiência de Lastro de Energia (PILE) pela REGRA VIGENTE.


R$ 0,00 R$ 300,00 R$ 600,00 R$ 900,00 R$ 700,00 R$ 500,00 R$ 300,00 R$ 100,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.400,00


R$ 100,00 R$ 100,00 R$ 100,00 R$ 100,00 R$ 100,00 R$ 100,00 R$ 100,00 R$ 100,00 R$ 100,00 R$ 100,00 R$ 100,00 R$ 100,00 R$ 1.200,00

60. Assim, considerando-se (i) a inadequação da álgebra para cálculo da diferença entre a declaração do agente e a geração efetiva do primeiro ano (GF_DIF), e (ii) a ausência de metodologia para captura de descontos da TUST/TUSD concedidos por desvios entre declaração e geração efetiva, julga-se pertinente que a opção de declaração de lastro no 1º ano de operação comercial não seja disponibilizada agora para utilização pelos agentes. Contudo, a CCEE deverá encaminhar à ANEEL proposta para a próxima versão de REGRAS que trate os pontos aqui citados.

6 O ILE será igual ao maior valor entre zero (0) e o somatório do NILE_PRE dos últimos 12 meses. Assim, caso o somatório seja negativo, obviamente não há insuficiência de lastro. 7 A penalidade em “m” é definida pela multiplicação entre (i) o PREF_PNL e (ii) um duodécimo de ILE no mês “m”.



61. Por fim, destaca-se que a SEM concorda no mérito com o pleito da EGP, que solicitou a possibilidade de que a declaração de garantia física seja estendida ainda a usinas que eventualmente não tenham histórico de geração na CCEE, apesar de já se encontrarem em operação comercial.

III.6 Da Penalidade de Potência

62. Esta seção tem por objetivo apresentar a análise quanto às contribuições apresentadas pela ABEEólica, bem como de pleitos diversos já protocolados nesta Agência8 e de consulta da CCEE, por meio da carta CT-CCEE-3210/2013 (SIC 48513.040860/2013-00), de 28/11/2013, acerca da aplicação de penalidade por insuficiência de lastro de potência, especificamente para os agentes vencedores do 2° Leilão de Fontes Alternativas - LFA.

63. Em se tratando do 2° LFA, e sem avaliação do mérito das justificativas apresentadas pela ABEEólica, reconhece-se a pertinência e o mérito dos pleitos apresentados pelos agentes à SEM, nos quais discordam da forma de apuração da penalidade por insuficiência de lastro de potência para os empreendimentos comprometidos com o 2° LFA, conforme considerações apresentadas pela SEM à CCEE, por meio do Ofício 117/2012-SEM-SRG/ANEEL.

64. De forma resumida, o Ofício 117/2012-SEM-SRG/ANEEL esclarece à CCEE que a SEM entende pertinente que se considere o valor da disponibilidade máxima da usina, como parâmetro para potência de referência, a ser considerada como requisito do vendedor e recurso do comprador dos CCEARs do 2° LFA, na proporção do comprometimento da usina com o respectivo leilão.

65. Por outro lado, também de forma resumida, o CCEAR do 2° LFA estabelece que é requisito do vendedor e recurso do comprador, a potência de referência da usina, na proporção do comprometimento de sua garantia física, definida no âmbito das REGRAS, como a média de geração da usina no patamar de carga pesado.

66. Dessa forma, conforme apontado corretamente pelos agentes, trata-se de um contrato onde o seu requisito sempre será igual ao seu recurso, na qual este último é calculado nas REGRAS, de modo que os agentes vendedores nunca poderiam ser penalizados por insuficiência de lastro de potência relativo a este contrato.

67. De fato, a orientação do Ofício 117/2012-SEM-SRG/ANEEL não está correta, devendo prevalecer, por óbvio, a redação do contrato. Assim, em resposta à solicitação da CCEE e dos agentes, acerca da matéria relatada acima, entende-se que a aplicação de penalidade por insuficiência de lastro de potência deva ser feita considerando a potência de referência da usina, como a média de geração da usina no patamar de carga pesado, apurada nos termos das REGRAS hoje existentes.

68. Dessa forma, até que se promovam as adequações necessárias nas REGRAS, deverá ser suspensa, para todas as fontes do 2° LFA, na proporção da insuficiência decorrente exclusivamente dos contratos regulado firmados em consequência desse leilão, a aplicação de penalidade por insuficiência de lastro de potência.

8 Empresas São Pedro do lago, Sete Gameleiras e Pedra Branca, referente à Carta SPL SG PB 2013/0826 (SIC 48513.030186/2013-00), de 26/08/2013, e empresa Ventos do Litoral Energia, referente à carta CE_430_2013_VDLIT_ANEEL (SIC 48513.001151/2014-00), de 09/01/2014.



69. Com relação às proposições da ABEEólica, a apuração já é realizada mensalmente após a contabilização do mercado de curto prazo, mas por se tratar de potência elétrica, considerando que o menor período de contabilização nas regras é horário, sua verificação se faz de forma diária no período em que há maior demanda do sistema, ou seja, no patamar de carga pesado.

70. Em relação ao segundo pedido, de postergação de aplicação das penalidades, não há previsão legal para que a aplicação de penalidade de potência para os agentes vendedores seja executada somente quando da aplicação às distribuidoras. De acordo com o artigo 2º do Decreto 5.163/2004, os agentes vendedores deverão apresentar lastro para a venda de energia e potência para garantir cem por cento de seus contratos, a partir da data de publicação deste Decreto.

71. Acerca da proposta de alteração de apuração do recurso de potência dos geradores eólicos (potência de referência), para passar a se considerar a potência instalada da usina ajustada pelo índice de disponibilidade verificado e pelo fator de perdas da geração, a SEM discorda das argumentações e justificativas apresentadas pela associação, uma vez que não comprovam a inexequibilidade de geração no patamar de carga pesada para atender o compromisso contratual.

72. A associação ao descrever as REGRAS para apuração do recurso do gerador conclui o que se segue.

Sendo assim, é visto que a regra atual não contempla a sazonalidade da fonte eólica aumentando, portanto, o risco de penalização indevida. Em resumo, dada à aleatoriedade do regime de ventos, não sendo possível prever, muito menos garantir a quantidade de energia que pode ser gerada durante um intervalo de horas predeterminado do dia (o vento não pode ser armazenado e/ou gerenciado como a água, óleo, gás ou biomassa), o gerador eólico ter como requisito de potência a energia contratada e como recurso garantido sua própria geração no patamar pesado é um claro descasamento entre recurso e requisito de potência.

73. A SEM discorda desta conclusão, uma vez que se faz uso de dados históricos de medição dos ventos como parâmetro para obtenção da garantia física das usinas eólicas, nos termos da Portaria MME 258/2008, com base na produção anual de energia certificada (P90), em MWh, referente ao valor de energia anual com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior a noventa por cento, constante da Certificação de Medições Anemométricas e de Produção Anual de Energia.

74. Contraditoriamente a conclusão exposta acima, a própria associação justifica e demonstra registros e perfis de dados de medição anemométrica em diversas localidades do país, de forma que são de completo conhecimento dos empreendedores os perfis de ventos e consequentemente a avaliação do recurso de potência de cada empreendimento, dada as regras vigentes.

75. Ademais, os casos apresentados de aplicação de penalidade por insuficiência de lastro de potência, de empreendimentos do 2° LFA, não decorrem da utilização da energia contratada como requisito do CCEAR, conforme afirmado pela associação, e sim daquele entendimento dado pelo Ofício 117/2012-SEM-SRG/ANEEL, já tratado nesta seção anteriormente. Dessa forma, entende-se por inválida a afirmação de que não seria possível o atendimento dos CCEARs, na qual seus requisitos sejam igual a 1,5 vezes a energia contratada, pela simples comparação com o requisito do contrato utilizado na apuração do 2° LFA.



76. Na verdade, o entendimento dado pelo Ofício supracitado para o requisito do CCEAR do 2° LFA, em uma conta aproximada, com base na informação das características do empreendimento dada pelo agente proprietário da usina eólica São Pedro do Lago9, seria aproximadamente 30%10 maior caso fosse utilizado 1,5 vezes a energia contratada.

77. O fato é que as argumentações trazidas pela ABEEólica não evidenciaram tampouco comprovaram o problema de insuficiência de lastro de potência relatado, haja vista a inconsistência identificada na aplicação das regras.

78. Há que se ressaltar também que o objeto de um CCEAR é a contratação de energia e potência, conforme transcrito abaixo no caso do 12° LEN.

1.1. O CONTRATO tem por objeto estabelecer os termos e as condições da compra e venda da ENERGIA CONTRATADA com POTÊNCIA ASSOCIADA, realizada entre o COMPRADOR e o VENDEDOR na modalidade disponibilidade e com vinculação à USINA, conforme os montantes indicados na Cláusula 4ª, a partir da DATA DE INÍCIO DO SUPRIMENTO.

79. Ademais, é premissa fundamental de participação em um leilão de energia, assim como a sua participação no mercado de energia, o conhecimento das REGRAS, dentre ela a de apuração de recurso de potência do vendedor. Assim, cabem aos agentes realizarem a gestão e precificação de suas contratações de acordo com o próprio entendimento sobre os riscos envolvidos. Neste caso, o requisito de potência disposto no CCEAR do 12°LEN está muito claro, conforme transcrito abaixo.

4.1.2. Os montantes de POTÊNCIA ASSOCIADA, que correspondem a 1,5 vezes o valor da ENERGIA CONTRATADA, serão considerados como recurso do COMPRADOR e requisito do VENDEDOR no processo de apuração de insuficiência de lastro de POTÊNCIA, nos termos das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO.

80. Nesse sentido, não há razoabilidade em se propor a alteração do requisito de potência do contrato, que é objeto da contratação, cujos vencedores se propuseram a negociar.

III.7 Da geração em teste de usinas aptas

81. No fechamento das Audiências Públicas 061/2012 e 028/2013, o Diretor-Relator determinou, em seu voto, que SEM e SRG avaliem a proposta para que o resultado financeiro da geração de teste de usinas “aptas à operação comercial” seja direcionada aos agentes compradores:

37. Para o caso das centrais geradoras que não puderam realizar testes e foram autorizadas para a condição de apta à operação comercial, depois de eliminada a restrição ou atraso do sistema de distribuição/transmissão, a central geradora deverá realizar testes, estando na situação de “apta à operação comercial”. Neste caso, como o recebimento da receita contratual está garantida o agente não poderá receber a receita advinda da geração em teste, pois receberia duas vezes pelo mesmo produto.

9 De acordo com o agente, a usina eólica possui uma Potência Instalada de 30 MW, cuja Disponibilidade Máxima é igual a 27,941, com Garantia Física de 13,5 MWmédios, vendidos no 2° LFA 13,2 MWmédios, que resulta em um percentual de comprometimento de 97%. 10 Requisito pelo critério de 1,5 vezes a energia contratada = 19,8 MW; Requisito pelo Ofício = 27,947; Diferença entre os requisitos = 8,147; Resultado 8,147/27,947 = 29,151%.



38. As consequências derivadas dessa situação, incluindo particularidades com relação às diferenças existentes entre contratos no ambiente livre ou regulado e a questão da inflexibilidade contratual, serão direcionadas pela SRG à SEM por Memorando para avaliação e providências. Em resumo, considerando que o agente de geração fará jus à receita contratual, se propõe que o resultado financeiro da contabilização da geração no período de teste seja direcionado para os agentes compradores que suportam o pagamento da receita associada à situação operacional de apta à operação comercial.

82. Nesse sentido, a CCEE enviou contribuição propondo a inclusão “de tratamento de repasse do efeito financeiro da contabilização proveniente da geração de teste no período em que a unidade geradora esteja na condição de apta à operação comercial, para os agentes compradores de CCEAR por disponibilidade e CER, que suportam o pagamento da receita associada à situação operacional de “apta”, visto que o agente de geração fará jus às receitas contratual fixa e variável” (grifo nosso).

83. Apesar de concordar no mérito com a contribuição, observa-se que o tema não havia sido apresentado na abertura da AP e, portanto, existe a necessidade de oportunizar aos geradores atingidos por tal alteração se pronunciar sobre o assunto.

84. Desse modo, julga-se pertinente que a alteração proposta pela CCEE seja aceita a título precário, ao tempo que as Superintendências SEM e SRG instauram processo administrativo específico para a discussão do assunto visando ratificar ou retificar esse entendimento.

85. Destaca-se que, caso ao final das discussões a Diretoria decida não implementar tal alteração, existe a possibilidade de ser efetuada recontabilização do período.

III.8 Da aplicação da REN 531/2012 em contratos por disponibilidade e quantidade a partir do 12° LEN

86. Cabe destacar nesta seção o tratamento conferido quando da aplicação da REN 531/2012 aos contratos por disponibilidade a partir do 12° LEN. A REN 531/2012 estabelece as seguintes diretrizes:

Art. 9º Caso o agente vendedor não constitua garantias financeiras no montante estabelecido pela CCEE para o mês de referência, a Câmara deverá promover ajuste nos volumes de energia elétrica associados a seus contratos de venda validados pela parte compradora, de modo a compatibilizar a exposição financeira negativa apurada com os recursos financeiros aportados pelo agente vendedor para honrar suas obrigações no âmbito da liquidação financeira do mercado de curto prazo.

§ 1º O ajuste de que trata o caput não altera as disposições contratuais estabelecidas entre vendedor e comprador, sendo restrito à definição dos dados de entrada a serem utilizados na contabilização das operações no mercado de curto prazo e nas demais apurações de responsabilidade da CCEE.

§ 2º A compatibilização de que trata o caput deverá ser alcançada mediante:

I – o ajuste de montantes de energia elétrica atrelados aos contratos de venda segundo os critérios estabelecidos no art. 10;

II – a utilização de todas as equações algébricas e dados de entrada aplicáveis ao processo de contabilização das operações do mercado de curto prazo para fins de apuração da exposição financeira negativa do agente vendedor; e

III – a conversão, para montantes de energia expressos em MWh, do valor correspondente à diferença entre o valor apurado das exposições financeiras



negativas para o mês de referência e o valor efetivamente aportado de garantias financeiras, observado o disposto no § 5º.

§ 3º A conversão de que trata o inciso III do § 2º será promovida com base nos montantes modulados de energia contratada e nos valores horários do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD – do submercado de registro do respectivo contrato.

§ 4º Na apuração da exposição financeira negativa de que trata o caput, a CCEE deverá considerar eventuais ajustes de contabilização decorrentes de decisões arbitrais, administrativas e/ou judiciais.

§ 5º Na hipótese de o valor da exposição financeira negativa apurada nos termos do § 4º ser superior ao valor da garantia financeira calculado pela CCEE, o ajuste de que trata o caput estará limitado a montantes de energia correspondentes à diferença entre o valor da garantia financeira calculado pela Câmara e o valor efetivamente aportado de garantias financeiras pelo agente vendedor.

Art. 10. O ajuste de montantes de energia elétrica atrelados a contratos de venda deverá envolver, pela ordem, os volumes de energia associados a:

I – contratos livremente negociados;

II – contratos decorrentes de leilão de ajuste;

III – Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEARs decorrentes de leilão de empreendimentos de geração existentes; e

IV – demais CCEARs.

§ 1º Sobre os volumes de energia associados a contratos descritos no inciso I, o ajuste de que trata o caput deverá considerar, como critério de priorização, o registro mais recente de volume de energia.

§ 2º Sobre os volumes de energia associados aos contratos descritos nos incisos II a IV, o ajuste de que trata o caput deverá deve ser realizado de forma proporcional aos montantes contratados.

§ 3º Sobre os volumes de energia associados aos CCEARs na modalidade de disponibilidade, o ajuste de que trata o caput deverá ser realizado somente sobre a quantidade de energia cujas exposições financeiras no mercado de curto prazo junto à CCEE sejam assumidas pelo vendedor. (Incluído pela REN ANEEL 571, de 23.07.2013.)

§4º O disposto no §3º deverá ser aplicado, entre outras hipóteses, nos casos de atraso no início da operação comercial do empreendimento de geração vinculado ao CCEAR por disponibilidade. (Incluído pela REN ANEEL 571, de 23.07.2013.)

§ 5º Ao ajuste de montantes dos contratos referidos nos incisos II a IV corresponderá, proporcionalmente, adequação dos valores a faturar pela energia contratada referente ao mês contabilizado. (Incluído pela REN ANEEL 571, de 23.07.2013.) (grifo nosso)

87. De forma resumida, a REN 531/2012 estabelece a condição de adimplência na contabilização e liquidação financeira para a efetivação do registro de contratos de venda. Assim, a cada ciclo de contabilização e liquidação financeira, procede-se o cálculo das garantias financeiras que deve ser aportada pelos agentes da CCEE, com base em suas exposições financeiras negativas para o mês de referência.

88. Assim, na ocorrência de inadimplência no aporte das garantias, a CCEE deve promover a redução dos montantes de energia dos contratos registrados na CCEE, por meio da conversão dos recursos financeiros inadimplidos em montantes de energia, nos termos dos artigos 9° e 10° da REN 531/2012.



89. Em se tratando dos CCEARs, as REGRAS promovem adequadamente a redução do montante de energia do contrato registrado entre vendedor e comprador. Entretanto, ao se operacionalizar as disposições contratuais do 12° LEN, as regras propostas para o Módulo Reajuste da Receita de Venda de CCEAR submetidas à Audiência Pública extrapolam as disposições do § 5º do art. 10, ou seja, não reproduzem a redução dos montantes de energia na apuração da receita de venda.

90. Essa distorção ocorre em razão de as regras propostas abaterem a exposição financeira negativa, em reais, do comprador, resultante da falta de cobertura contratual decorrente da redução do montante de energia contratado ocorrido em razão da inadimplência do aporte das garantias financeiras, diretamente no valor resultante da apuração da receita de venda, em reais.

91. Ocorre que se o contrato não estiver registrado (validado) na CCEE, a receita de venda é nula, não havendo obrigação de pagamento por parte do comprador, não cabendo, portanto, atribuir ao vendedor a exposição ao mercado de curto prazo do comprador, valendo lembrar que permanecem as disposições da REN 437/2011, que estabelece disposições relativas a registro de CCEARs.

92. Nesse sentido, verifica-se uma inconsistência na apuração da receita de venda, quando da aplicação da REN 531/2012, para os agentes vendedores do 12° LEN, de modo que deveria ser aplicado no cálculo da receita de venda o exato montante de energia do contrato efetivado.

93. Dessa forma, até a correção das REGRAS, a CCEE deverá apurar mediante Mecanismo Auxiliar de Cálculo - MAC a correta receita de venda dos agentes comprometidos com o CCEAR do 12°LEN, considerando o exposto acima, por força da aplicação da REN 531/2012.

III.9 Das correções necessárias

94. Após findo o prazo de contribuições a SEM e CCEE identificaram a necessidade de correções nos módulos das REGRAS, quais sejam:

a) Nos Módulos Medição Contábil e Penalidade de Potência, especificamente nas linhas de comando 35.2.1 e 32.1, respectivamente, que fazem uso da Quantidade Mensal de Garantia Física – QM_GF, esse acrônimo deverá ser substituído pelo acrônimo Quantidade Mensal de Garantia Física sazonalizada para fins de Lastro - QM_GF_LAS. Conforme apontada pela CCEE, tal inconsistência decorre da alteração promovida pela Regra de sazonalização de garantia física para fins do MRE, nos termos da Resolução Normativa 584/2013, que utiliza o acrônimo QM_GF.

b) No Módulo Reajuste da Receita de Venda de CCEAR verificou-se a necessidade de alteração na forma de atualização monetária de valores residuais da terceira parcela do faturamento de um determinado mês de referência “m”, a serem considerados na receita de venda em faturamento posterior “m+1”, em razão dos prazos de divulgação do índice de atualização (IPCA) do mês de referência não estarem divulgados até as datas da apuração das primeiras parcelas do faturamento posterior. Portanto, a atualização monetária dos valores residuais da terceira parcela da receita de venda do faturamento do mês de referência deverá ser considerada na terceira ou última parcela da receita de venda do faturamento do mês posterior.



c) Na Audiência Pública 095/2013 foi encaminhada contribuição pela Nova Energia pleiteando ajuste nas REGRAS, de modo que os contratos de recomposição de lastro de agentes vendedores de CCEARs não motivassem a perda do desconto mensal nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão. Essa situação ocorre, pois essa energia comercializada pode ser de fonte convencional. A SEM concorda com a proposta e não vê sentido que a compra do contrato para recomposição de lastro impacte o percentual de desconto, até porque esses contratos não serão mais obrigatórios com a revogação, pela ANEEL, da “Cláusula 14” dos CCEARs.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

95. As argumentações expressas nesta Nota Técnica são fundamentadas nos seguintes instrumentos legais e regulatórios:

Leis 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 10.848, de 15 de março de 2004; e 12.111, de 9 de dezembro de 2009;

Decretos 5.163, de 30 de julho de 2004;

Resolução 552, de 14 de outubro de 2002;

Resoluções Normativas 109, de 26 de outubro de 2004; 414, de 9 de setembro de 2010; 428, de 15 de março de 2011; 456, de 18 de outubro de 2011; 511, de 23 de outubro de 2012; 530, de 21 de dezembro de 2012; 531, de 21 de dezembro de 2012; 533, de 22 de janeiro de 2013; 545, de 16 de abril de 2013; 549, de 7 de maio de 2013; 551, de 14 de maio de 2013; 578, de 11 de outubro de 2013; 583, de 22 de outubro de 2013; e 584, de 29 de outubro de 2013.

V. DA CONCLUSÃO

96. Diante do exposto, é entendimento desta Superintendência que os módulos das REGRAS aplicáveis ao Novo SCL, disponibilizados na Audiência Pública AP 124/2013 realizada no período de 26/11/2013 a 27/12/2013, reúnem condições de serem aprovados, observadas as disposições apresentadas nesta Nota Técnica.

VI. DA RECOMENDAÇÃO

97. Com respaldo na atribuição de aprovar as Regras de Comercialização de Energia Elétrica previstas no inciso II do § 1º do art. 1º do Decreto nº 5.163/04, recomenda-se que:

a) os módulos das REGRAS aplicáveis ao NSCL, tratados na Audiência Pública 124/2013, sejam aprovados pela Diretoria da ANEEL, consideradas as contribuições aceitas e as alterações descritas nesta Nota Técnica;

b) alterar, conforme seção III.1 desta Nota Técnica, o art. 7 da Resolução 552, de 14 de outubro de 2002, o art. 17 da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, instituída pela Resolução Normativa 109, de 26 de outubro de 2004, e os artigos 17 e 18 da Resolução Normativa 545, de 16 de abril de 2013;



c) alterar, conforme seção III.3 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL, os artigos 24 e 42 da Resolução Normativa 530, de 21 de dezembro de 2012;

d) a CCEE encaminhe à ANEEL, até 28 de fevereiro de 2014, proposta de alteração nas REGRAS, considerando as alterações que constam desta Nota Técnica, de forma a (i) contemplar mecanismo de flexibilidade por percentual e por prioridade para os contratos registrados por agentes da categoria de geração, e (ii) ajustar a metodologia para utilização de garantia física declarada, nos termos da seção III.5;

e) a CCEE proceda a revisão, até abril de 2014, dos Procedimentos de Comercialização que eventualmente devam ser alterados em decorrência das referidas REGRAS;

f) o módulo Glossário de Termos/Interpretações e Relação de Acrônimos seja ajustado para contemplar as alterações objeto dessa Audiência Pública; e

g) excepcionalmente, o resultado do processamento da contabilização das operações relativas ao mês de janeiro de 2014 possa ser divulgado pela CCEE antes da aprovação, pela ANEEL, das recomendações e eventuais aperfeiçoamentos constantes do relatório de auditoria.

BENNY DA CRUZ MOURA Especialista em Regulação

OTÁVIO RODRIGUES VAZ Especialista em Regulação

CARLOS EDUARDO GUIMARÃES DE LIMA Especialista em Regulação

IGOR PEREIRA OLIVEIRA Especialista em Regulação

De acordo:

FREDERICO RODRIGUES Superintendente de Estudos de Mercado



Anexo I da Nota Técnica no 003/2014-SEM/ANEEL, de 29/01/2014

RELATÓRIO DE ANÁLISE DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA AP 124/2013

- Aceita

- Não aceita - Parcialmente aceita

- Não considerada - Já prevista

CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS

Entidade Artigo Texto Aproveitamento Justificativa

Seção III.1 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL – Das REGRAS do 12° Leilão de Energia Nova - LEN

PETROBRAS

1. Alterar a redação da sub-cláusula 8.1.1 do CCEAR do 12º LEN:

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 da(s) USINA(S) deverá ser igual a zero e o saldo remanescente deverá ser considerado no(s) faturamento(s) subsequente(s). Ademais, alterar a forma de divulgação do RV06, em que o valor a ser informado na coluna “Receita de Venda da 3ª Parcela” voltaria a informar o total a ser faturado sem descontos ou acréscimos. A coluna da Receita de Venda Mensal já traria a soma integral dos valores das 3 parcelas, sem quaisquer descontos ou acréscimos referente ao mês de competência. Só aí seria criada uma nova coluna sob o título “Receita de Venda 3ª Parcela Líquida”, sendo este valor a diferença entre a “Receita de Venda 3ª Parcela” menos os ajustes financeiros, ressarcimento e outros valores a abater ou a acrescer. Caso o

Parcialmente aceita Vide seção III.2 desta Nota Técnica.





valor dos descontos seja superior ao total da 3ª parcela a ser faturada, esta nova coluna iria apresentar um valor negativo, e aí se faria o que já está sendo indicado pela CCEE, ou seja, a coluna da “Receita de Venda 3ª Parcela Líquida” ficaria com valor igual a zero e a coluna “Valor residual da 3ª ou Última Parcela da Receita de Venda” passaria a apresentar o referido valor negativo a ser devolvido no mês seguinte corrigido pelo IPCA. Justificativa: O faturamento pelo seu valor monetário líquido só pode acontecer no aspecto financeiro. Por exemplo, um Gerador que deva receber R$ 1.000.000,00, via emissão de Nota Fiscal referente a geração de energia elétrica (Receita Variável) e mais R$ 100.000,00, via emissão de Nota de Débito referente a Receita Fixa, mas tem a restituir à Distribuidora R$ 300.000,00, via emissão de Nota de Crédito terá de ingresso em seu caixa o valor final de R$ 800.000,00, pois a Distribuidora deveria pagar R$ 1,1 mi e tem a receber R$ 0,3 mi. Cabe ressaltar que o Fisco fica plenamente informado de que o faturamento do Gerador foi de R$ 1,1 mi e a base de cálculo dos impostos se dá pelo valor total. Entretanto, seguindo a orientação colocada pelo RV06 Relatório de Venda mensal publicado pela CCEE, a situação se complica, pois a emissão dos documentos de cobrança junto à Distribuidora vai espelhar um total a ser faturado de R$ 0,8 mi e não mais os R$ 1,1 mi que é o valor total a ser faturado e a base de cálculo dos impostos se retrai pelo total do ressarcimento, pelo nosso exemplo. A consequência imediata, caso o Fisco examine a questão, será





a aplicação de autuação por omissão de receitas para efeitos do PIS/COFINS. Provada a omissão de receita, por indícios na escrituração do contribuinte ou qualquer outro elemento de prova, a autoridade tributária poderá arbitrá-la com base no valor dos recursos de caixa fornecidos à empresa por administradores, sócios da sociedade não anônima, titular da empresa individual, ou pelo acionista controlador da companhia, se a efetividade da entrega e a origem dos recursos não forem comprovadamente demonstradas. A autoridade determinará o valor do imposto e do adicional a serem lançados de acordo com o regime de tributação a que estiver submetida à pessoa jurídica no período de apuração a que corresponder a omissão de receita. Abaixo segue um extrato sobre a regulamentação do assunto.

RIR/99 - Decreto nº 3.000 de 26 de Março de 1999 Regulamenta a tributação, fiscalização, arrecadação e administração do Imposto sobre a Renda e Proventos de Qualquer Natureza. Subseção II Omissão de Receita Saldo Credor de Caixa, Falta de Escrituração de Pagamento, Manutenção no Passivo de Obrigações Pagas e Falta de Comprovação do Passivo. Art. 283. Caracteriza omissão de receita ou de rendimentos, inclusive ganhos de capital, a falta de emissão de nota fiscal, recibo ou documento equivalente, no momento da efetivação das operações de venda de mercadorias, prestação de serviços, operações de alienação de bens móveis, locação de bens móveis e





imóveis ou quaisquer outras transações realizadas com bens ou serviços, bem como a sua emissão com valor inferior ao da operação (Lei nº 8.846, de 1994, art. 2º ). Arbitramento da Receita por Indícios de Omissão Nos termos da Lei nº 9.069/1995, art. 59, a falta de emissão de notas fiscais, nos termos mencionados neste item, acarretará à pessoa jurídica infratora a perda, no ano-calendário correspondente, dos incentivos e benefícios de redução ou isenção previstos na legislação tributária.

Outra consequência da redução da base de cálculo dos impostos é a retração no retração no recolhimento de ICMS, que pode causar ao agente autuação por omissão de receitas para efeitos do ICMS. Abaixo segue a regulamentação sobre ICMS em alguns Estados.

RICMS/SP Art. 527. - O descumprimento da obrigação principal ou das obrigações acessórias, instituídas pela legislação do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e sobre Prestações de Serviços, fica sujeito às seguintes penalidades (Lei 6.374/89, art. 85, com alteração da Lei 9.399/96, art. 1º, IX, da Lei 10.619/00, arts. 1º, XXVII a XXIX, 2º, VIII a XIII, e 3º, III e da Lei 13.918/09, art.11, XIII e art. 12, XVIII): IV - infrações relativas a documentos fiscais e impressos fiscais: a) falta de emissão de documento fiscal - multa equivalente a 50% (cinqüenta por cento) do valor da operação ou prestação;





Bahia - Lei 7.014/96 Art. 42. Para as infrações tipificadas neste artigo, serão aplicadas as seguintes multas: IV - 100% (cem por cento) do valor do imposto: h) quando não houver a emissão de documento fiscal ou for emitido documento fiscal inidôneo; RICMS/AL - Art. 97 Entregar, remeter, transportar, receber, estocar ou depositar mercadorias desacompanhadas de documentos fiscais, ou sendo estes inidôneos: MULTA - equivalente a 200% do valor do imposto. RICMS/CE - Art. 878, III Deixar de emitir documento fiscal: multa equivalente a 40% do valor da operação ou da prestação. Rio de Janeiro - Lei 2.657/95 Em caso de identificação pelo Fisco, das omissões de saídas, será lavrado auto de infração (multa) referente a 75% do valor do ICMS, e o imposto deverá ser pago como se devido fosse, mais multa de 5% sobre o valor da operação em razão da não emissão da nota fiscal. Lei 2657/95, art. 60, I e art. 61-C: Descumprimento da legislação tributária em relação a obrigação principal: ICMS + multa de 75% do ICMS Lei 2657/95, art. 62-C, III: Não emissão de NF: ICMS + multa de 75% do ICMS

Assim, por meio dos exemplos anteriores, que não representam a integralidade das regras tributárias que o agente de geração está descumprindo, o objetivo da Petrobras é sugerir: (a) uma





nova redação para a sub-cláusula 8.1.1 do CCEAR do 12º LEN e também; (b) uma nova forma de divulgação do RV06, por parte da CCEE. Uma vez implantadas tais alterações, os agentes de geração deixarão de se expor ao risco de autuação, pela prática de faturamento a menor.

UNICA

2. Trata-se de pedido de esclarecimentos, especificado a seguir: existindo usinas de geração à biomassa que comercializaram em mais de um leilão de compra de energia elétrica, como ficará a apuração da entrega de energia, considerando que a regra de entrega de energia foi modificada a partir de 2011, passando de uma obrigação anual de entrega de energia para uma obrigação mensal por parte do vendedor?

Não considerada Trata-se de pedido de esclarecimento.

CCEE

3. Nos termos constantes do Edital e contratos do 12º LEN, há previsão de antecipação compulsória de início de suprimento para os casos em que a data de início de operação comercial dos empreendimentos comprometidos ocorre entre 1º.1.2014 e 28.2.2014, ou seja, o início de suprimento pode ocorrer em qualquer dia compreendido no intervalo mencionado.

A CCEE ressalta que ao 2º LER e ao 2º LFA, conforme Ofício nº 93/2012 SEM/ANEEL e item 10 da Nota Técnica nº 63/2012-SEM/ANEEL, o tratamento no que diz respeito à antecipação consistiu em, a critério do agente, considerá-la no 1º dia do mês em que se deu o início do suprimento ou no 1º dia do mês seguinte.

Adicionalmente, faz-se necessário definir se a antecipação é caracterizada para usinas que entrem em completa motorização ou se pode haver consideração parcial, proporcional à potência em operação comercial.

Não aceita A despeito das limitações operacionais no sistema de contabilização, que motivaram a definição contida na NT 063/2012-SEM/ANEEL, os CCEARs do 12º LEN são claros ao prever que “o início do PERÍODO DE SUPRIMENTO será alterado, de forma automática (...) para a zero hora da data de entrada em operação comercial da USINA (...), caso ela ocorra entre 1º de janeiro de 2014 e 28 de fevereiro de 2014”. Assim, a CCEE deverá avaliar alternativa para operacionalizar o disposto nos referidos contratos, no que se refere a possibilidade do início de suprimento em data qualquer de um determinado mês. Ademais, a Câmara deverá avaliar as alterações necessárias no sistema de contabilização e enviar à ANEEL proposta de REGRAS que solucionem a referida limitação, visando o tratamento de outros casos análogos.

Ademais, destaca-se que o art. 16, § 1º, da Resolução Normativa 583/2013, define que a “entrada em operação da central geradora caracteriza-se pela entrada em operação comercial da primeira unidade geradora da central”. Portanto, a antecipação de que trata o contrato é caracterizada pela entrada em operação comercial da primeira unidade geradora do empreendimento.





Por fim, visto que o contrato determina a alteração automática do início do PERÍODO DE SUPRIMENTO no cenário de antecipação, ressalta-se que todas as obrigações e os rebatimentos contratuais deverão ser aplicados a partir desta nova data.

Seção III.2 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL – Da adequação do limite de repasse do custo de sobrecontratação e consideração dos CCGFs e CCENs

ABRADEE,

EDP,

LIGHT,

NEOENERGIA

4. Adequar a proposta da presente AP 124/2013, conferindo o tratamento decidido recentemente pela diretoria da ANEEL na AP 78/2011.

Não considerada Vide seção III.3 desta Nota Técnica.

Elektro

5. Alterar o módulo de Repasse do Custo de Sobrecontratação contemplando o disposto na Nota Técnica nº 510/2013-SRE/ANEEL e no Despacho nº 4225/2013, resultantes da AP078/2011.

Justificativa:

Pela nova regra, a valoração da glosa de energia será feita pela tarifa média de compra de energia de todas as modalidades contratuais (exceto o PROINFA), de modo que seja aplicado o Fator K vertical a todos os contratos de compra de energia e que todas as faturas de energia sejam reduzidas na mesma proporção da diferença entre a carga real e a regulatória. De maneira similar, o custo de aquisição de energia para efeito econômico de repasse nos processos tarifários será obtido simplesmente multiplicando a energia requerida pela tarifa média dos contratos de compra de energia (exceto PROINFA).

Desta forma, solicitamos que o Módulo de Regras de Repasse do Custo de Sobrecontratação seja novamente alterado contemplando o determinado na NT no. 510/2013_SRE/ANEEL e no Despacho no. 4225/2013, ora vigentes.






Elektro

6. Apresentar demais aprimoramentos necessários ao módulo de Repasse do Custo de Sobrecontratação, conforme segue:

Durante a análise das regras de comercialização existentes que tratam do repasse do custo de sobrecontratação, observamos algumas inconsistências no conceito e formulação existentes, aplicáveis apenas nos casos em que as distribuidoras encontram-se subcontratadas. É notório que muitas distribuidoras, inclusive a Elektro, encontram-se em 2013 e em 2014 com insuficiência contratual decorrente de uma conjuntura desfavorável. O primeiro aspecto a ser mencionado é a frustração da reposição da energia existente, cujos contratos finalizaram em dezembro de 2012 (de forma “natural” ou antecipada, por ocasião da MP 579/2012). No contexto da renovação das concessões de geração, a alocação das cotas de garantia física, aliada à não realização do Leilão A-1/2012, resultou numa insuficiência de energia contratada às distribuidoras. Contudo, essa energia deveria ser contratada por essas empresas em no mínimo 96% (Decreto 5.163), o que não ocorreu, não por ingerência das mesmas, mas porque não houve conciliação de oferta. O poder concedente chegou a realizar o Leilão A/2013 e Leilões de Ajuste ao longo de 2013, sem que tenha ocorrido qualquer transação de energia. Também na linha da exposição contratual, entre o fim de 2012 e o início de 2013, houve o cancelamento de diversos contratos provenientes de Leilões de Energia Nova. Esse significativo montante de energia, declarado de forma tempestiva e efetivamente comprado por ocasião dos leilões, foi retirado dos






recursos das distribuidoras devido ao atraso na entrada em operação comercial de usinas (como Jirau) e revogação das autorizações para geração com consequente rescisão dos contratos (Usinas da Multiner e Bertin do 6º. e 7º. Leilões de Energia Nova). Ressalta-se que neste caso, assim como no relacionado com o imbróglio da renovação das concessões de geração, as distribuidoras fizeram a sua parte de forma adequada, antevendo seu mercado consumidor e fazendo as tentativas disponíveis para preencher os recursos de seu balanço energético, seguindo a lógica do modelo setorial de compra de energia, mas esse mesmo modelo falhou em atender as necessidades dessas concessionárias. Para 2014, o problema relacionado à insuficiência contratual perdura pois o Leilão A-1/2013 não teve oferta suficiente para atender as necessidades declaradas pelas Distribuidoras, relacionadas ao contratos findos em dezembro de 2012 e 2013 não recontratados. Toda essa conjuntura faz com que as distribuidoras, mesmo tendo seguido o determinado pela regulamentação e pela lógica do modelo setorial, estejam adquirindo energia no mercado de curto prazo de maneira obrigatória. Essa exposição contratual é reconhecida como involuntária e seu custo será repassado `as tarifas. Entretanto, para que este repasse ocorra de maneira correta e integral, são necessárias duas modificações nas regras e conceitos de repasse de exposição involuntária existentes descritas nos itens a e b detalhados a seguir.

a. Estabelecimento do montante de sobras a serem utilizadas para cobertura dos déficits no ajuste de sazonalização quando a distribuidora está





subcontratada e incorre em insuficiência de perdas.

A glosa por ineficiência de perdas, como é chamada a diferença entre a Carga Real e o Requisito Regulatório, não é passível de repasse à tarifa, e é composta, de forma ponderada, pela energia comprada no Mercado de Curto Prazo, e a energia remanescente dos contratos (exceto Proinfa, conforme Despacho 4225/13) após abatimento da energia destinada a cobrir a sobrecontratação passível de repasse. Conforme conceito e regras vigentes, quando uma distribuidora incorre em ineficiência de perdas e está subcontratada, a glosa é efetuada, além na compra do Mercado de Curto Prazo e demais modalidades contratuais, também na quantidade de energia vendida no MCP, durante cálculo do ajuste de sazonalização. Como os contratos de compra de energia elétrica das distribuidoras são sazonalizados com montantes distintos mês a mês, ocorre de o montante contratado para determinado mês não ser suficiente para atender à 100% da Carga Regulatória daquele mês, em contrapartida há meses em que ocorrem sobras contratuais. Na subcontratação, pode haver meses de venda e meses de compra no MCP, mas o volume anual adquirido no MCP é superior ao volume anual vendido. Nesta situação, a venda no mercado de curto prazo corresponde a lastro contratual pontual e, ao incorrer na glosa de ineficiência de perdas, conforme entendimento e prática vigentes, está se glosando volume indevido de energia, prejudicando demasiadamente as distribuidoras. Para exemplificar a situação, uma distribuidora que está subcontratada:





Compra no MCP = 300 MWmed Venda no MCP = 100 MWmed Exposição involuntária determinada pela ANEEL = 170 MWmed Glosa por ineficiência de perdas incidente na energia adquirida no MCP = 30 MWmed Neste caso, ao aplicar as regras de ajuste de sazonalização, o volume de Venda no MCP utilizado para cobertura dos déficits será: Venda MCP * [(Compra no MCP – Glosa no MCP)/ Compra no MCP] = 100*[(270)/300] = 90 Onde, a parcela (Compra no MCP – Glosa no MCP) é o definido na regra como “volume de energia adquirida no SPOT para atendimento à 100 % da carga regulatória de referência”. Dos 100 MWmed de venda do Mercado SPOT, somente 90 MWmed são utilizados para cobrir os déficits. Logo, dos 300 MWmed de exposição anual, 30 MWmed foram glosados por ineficiência de perdas e não tem direito a repasse. 90 MWmed são repassados no ajuste de sazonalização, restando então 180 MWmed a serem repassados como exposição involuntária ou voluntária. Como a exposição involuntária da distribuidora em questão é de 170 MWmed, 10 MWmed seriam considerados como exposição voluntária. No entender da Elektro, esta metodologia não está correta, pois está “glosando” indevidamente o repasse de 10 MWmed de energia vendida no MCP no processo de ajuste de sazonalização. O certo seria, para casos de subcontratação, a regra considerar





dos 270 MWmed adquirirdos no MCP com direito a repasse, 100 MWmed seriam repassados como ajuste de sazonalização e 170 MWmed como exposição involuntária, não incorrendo em exposição voluntária.

CVA SPOT Regra

Vigente Entendimento

Elektro

Aquisição SPOT 300 300

Repasse Ajuste Sazo 90 100

Repasse Exp Involuntária 170 170

Total Repasse Integral 260 270

Glosa Inef. perdas 30 30

Repasse Exp Voluntária* 10 -

Total Repasse não Integral 40 30

*Repasse de Exposição Voluntária não é integral: ocorre pelo mínimo entre PLD e VR.

Este exemplo é uma simplificação das regras, mas sua formulação pode ser observada através de: O volume de sobras a ser utilizado para cobertura dos déficits (acrônimo ECT_DISP_CRS a,m) é calculado pela seguinte fórmula algébrica:

34.1. O Montante de Energia Contratada Disponível para Compensação do Risco de Sazonalização será determinado em função da aplicação do Fator de Representação dos Déficits devido o Risco da Sazonalização sobre o Total de Energia Mensal destinada a cobrir os Déficits, conforme expressão que segue:





Quando a distribuidora está subcontratada (energia vendida no mercado de curto prazo é inferior à energia comprada no SPOT: FAL_SCQ_D a,fr = 1), TOT_EM_D a,m, é o montante anual de energia vendida no mercado de curto prazo EN_V_MCP a,m.

O acrônimo FREP_DRS a,fr é, de maneira sucinta, equivalente a relação entre a energia comprada no mercado de curto prazo anual a ser considerada para atendimento da carga regulatória de referência (TOT_DRS a,m) e a energia comprada no mercado de curto prazo anual (EN_C_MCP a,m).

( ∑

∑ )

(

∑ )

Ora, na situação de subcontratação e em que há glosa por ineficiência de perdas, o TOT_DRS a,m será equivalente a energia anual adquirida no mercado SPOT deduzida da parcela de glosa por ineficiência de perdas que cabe à esta modalidade





contratual. Por consequência, o fator FREP_DRS a,fr será menor que 1 e equivalente a (energia comprada MCP – glosa ineficiência perdas do MCP)/ energia comprada MCP. Como este fator é utilizado para determinação do volume de sobras a ser utilizado para cobertura dos déficits (acrônimo ECT_DISP_CRS a,m) e o mesmo é inferior a 1, somente uma parcela do total de venda no MCP será utilizada para cobertura dos déficits contratuais, no cálculo do ajuste de sazonalização.

Importante ressaltar que a regra tal como está formulada é perfeitamente aplicável nos casos em que a distribuidora está sobrecontratada. Somente há um problema nos casos de subcontratação. Desta forma, para corrigir este problema, sugerimos a seguinte alteração nas regras:

I. Acrônimo FREP_DRS a,fr :

se FAL_SCQ_D a,fr = 1, então FREP_DRS a,fr = 1,

caso contrário,

( ∑

∑ )

II. Acrônimo TOT_DAT_CRS a,m :





se FAL_SCQ_D a,fr = 1, então

∑ (

∑

)

caso contrário,

b. Estabelecimento do montante de exposição

involuntária Pelo o conceito e regras vigentes, o volume de exposição involuntária homologado pela ANEEL para as distribuidoras sofre um ajuste em seu montante antes de ser aplicado na formulação algébrica. Ajuste este similar ao ajuste ocorrido no volume de vendas do MCP descrito no item anterior, que está, de maneira sucinta, deduzindo glosa de ineficiência de perdas do MCP sobre o valor original. Isto é incorreto, pois como este valor de exposição involuntária é aplicado no volume remanescente de compra de CP após dedução da glosa por ineficiência de perdas e ajuste de sazonalização, Há uma redução do volume de exposição involuntária indevida. Usando o exemplo anterior, uma distribuidora que está subcontratada:





Compra no MCP = 300 MWmed Venda no MCP = 100 MWmed Exposição involuntária determinada pela ANEEL = 170 MWmed Glosa por ineficiência de perdas incidente na energia adquirida no MCP = 30 MWmed Neste caso, ao aplicar as regras, o volume de Exposição Involuntária a ser considerado será: Exp Involuntária * [(Compra no MCP – Glosa no MCP)/ Compra no MCP] = 170*[(270)/300] = 153 Onde, a parcela (Compra no MCP – Glosa no MCP) é o definido na regra como “volume de energia adquirida no SPOT para atendimento à 100 % da carga regulatória de referência”. Dos 300 MWmed de exposição anual, 30 MWmed foram glosados por ineficiência de perdas e não tem direito a repasse. 90 MWmed são repassados no ajuste de sazonalização, restando então 180 MWmed a serem repassados como exposição involuntária ou voluntária. Como a exposição involuntária da distribuidora considerada no cálculo é 153 MWmed, 27 MWmed seriam considerados como exposição voluntária. No entender da Elektro, esta metodologia não está correta, pois está “glosando” indevidamente o repasse integral de 27 MWmed de energia. O certo seria, para casos de subcontratação, a regra considerar dos 270 MWmed adquirirdos no MCP com direito a repasse, 100 MWmed seriam repassados como ajuste de sazonalização e 170 MWmed como exposição involuntária, não incorrendo em exposição voluntária.





CVA SPOT Regra

Vigente Entendimento

Elektro

Aquisição SPOT 300 300

Repasse Ajuste Sazo 90 100

Repasse Exp Involuntária 153 170

Total Repasse Integral 243 270

Glosa Inef. perdas 30 30

Repasse Exp Voluntária* 27 -

Total Repasse não Integral 57 30

*Repasse de Exposição Voluntária não é integral: ocorre pelo mínimo entre PLD e VR.

Este exemplo é uma simplificação das regras, mas sua formulação pode ser observada através de: Pelas regras vigentes, o volume de exposição involuntária a ser considerado para o cálculo de repasse 100% (EEI_DISP_CRR a,m) considera o volume de exposição involuntária divulgado pela ANEEL sazonalizado de acordo com o volume de energia comprada no MCP (EM_EXP_INV a,m) multiplicado pelo fator FREP_DRS a,fr.

38. Como o volume de energia mensal, referente à

Exposição Involuntária, é utilizado para atendimento à Carga Regulatória de Referência, o Montante de Energia referente à Exposição Involuntária Disponível para atendimento, será determinado a partir da aplicação do fator de representação dos déficits devido ao risco de sazonalização sobre o montante mensal de energia referente à exposição involuntária, de acordo com a seguinte expressão:





O acrônimo FREP_DRS a,fr é, de maneira sucinta, equivalente a relação entre a energia comprada no mercado de curto prazo anual a ser considerada para atendimento da carga regulatória de referência (TOT_DRS a,m) e a energia comprada no mercado de curto prazo anual (EN_C_MCP a,m).

( ∑

∑ )

(

∑ )

De forma similar ao exposto no item anterior, na situação de subcontratação e em que há glosa por ineficiência de perdas, o TOT_DRS a,m será equivalente a energia anual adquirida no mercado SPOT deduzida da parcela de glosa por ineficiência de perdas que cabe à esta modalidade contratual. Por consequência, o fator FREP_DRS a,fr será menor que 1 e equivalente a (energia comprada MCP – glosa ineficiência perdas do MCP)/ energia comprada MCP.





Como este fator é utilizado para determinação da exposição involuntária a ser usada para limitar o repasse da energia comprada no mercado de curto prazo e o mesmo é inferior a 1, somente uma parcela da exposição involuntária homologada da ANEEL será utilizada no cálculo. Importante ressaltar que a regra tal como está formulada é perfeitamente aplicável nos casos em que a distribuidora está sobrecontratada. Somente há um problema nos casos de subcontratação. Desta forma, sugerimos a seguinte alteração nas regras:

I. Exclusão do acrônimo EEI_DISP_CRR a,m

II. Acrônimo EEXP_INV_CRR a,m: substituição do acrônimo EEI_DISP_CRR a,m pelo acrônimo EM_EXP_INV a,m.

( )

c. Estabelecimento do volume de contratos bilaterais

anteriores a Lei 10.848/04 Na determinação dos montantes contratados de bilaterais anteriores a Lei 10.848/04, a regra algébrica buscará no sistema CliqCCEE todos os contratos bilaterais no ACL registrados em nome do agente distribuidor (ECEAL):

11.1. Os contratos bilaterais anteriores a Lei 10.848/04 e Geração Embutida, serão tratados como Contratos de





Comercialização de Energia no Ambiente Livre (CCEAL) e terão seus montantes definidos a partir da expressão que segue:

∑ ∑

Observa-se que, no caso de distribuidora que possua sede como consumidor especial ou livre (caso da Elektro), o sistema está considerando o contrato do consumidor sede no ACL como contrato bilateral anterior à lei 10.848/04 da distribuidora. Será necessária correção no sistema CliqCCEE ou na formulação algébrica para que isto não ocorra.

d. MCSD ex-post, Atualização Financeira e

Adiantamento de Sobrecontratação As regras de comercialização que tratam do Repasse do Custo de Sobrecontratação não consideram o resultado do MCSD ex-post, a atualização financeira nem o adiantamento de sobrecontratação previstos no § 2º do Art 3º e no Art 6º da Resolução Normativa nº 255/07 (alterada pela Resolução Normativa nº 305/08). Visando haver apenas um conjunto completo de regras algébricas que discipline o cálculo do repasse dos custos de energia, sugerimos que seja realizada a atualização na regra de comercialização para adequação à legislação supracitada.

1. Correções textuais e exclusão de termos





A REN 576/2013 afastou os fundamentos conceituais e formulações algébricas constantes das Regras de Comercialização aplicáveis a CAR, sendo inclusive um dos objetivos das alterações da presente audiência pública promover tais alterações nos cadernos de regras. Dessa forma, é necessário excluir a menção ao termo “Curva de Aversão ao Risco” ou “CAR” do caderno de Reajuste da Receita de Venda de CCEAR, nos itens 1.1 e 1.2.8. Também no caderno supracitado, solicitamos correção textual do caput do item 85 (página 124), que consta da seguinte forma:

“A Parcela Intermediária referente a Receita Fixa é determinada, conforme o produto o leilão ou produto, em que a usina estiver comprometida.”

Seção III.4 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL – Da operacionalização das Portarias MME 455/2012 e 185/2013

ABRAGE

7. Propor que a eficácia da regulamentação pertinente à Portaria MME 455/2012 tenha início 6 meses após a data hoje prevista, período que entendemos minimamente necessário para adaptação dos agentes às profundas alterações por ela introduzidas.


APINE

8. Propor a dilação do prazo de implementação das Portarias para após a divulgação dos resultados da AP 121/2013, para então tratar em nova AP os módulos impactados por estas Portarias.

Aceita Vide seção III.4 desta Nota Técnica.

APINE

9. Alterar a Introdução do módulo de Contratos conforme a seguir:

Todos os contratos celebrados no ACL devem ser registrados na CCEE, conforme o disposto no art. 56 do Decreto no 5.163/04, e no art. 7o da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica. A partir de 01 da contabilização relativa ao mês de

Não aceita Deverá ser previsto na redação das Regras a ser encaminhada pela CCEE para submissão de nova Audiência Pública, a data determinada na Portaria MME 21/2014.





Fevereiro de 2014 o registro dos contratos pode ser realizado em frequência semanal, obrigatoriamente antes do inicio do suprimento de energia (ex-ante), conforme Art. 2º da Portaria MME no 455/2013 e Art. 4º da Portaria MME no 185/2013

Justificativa: tornar o texto mais claro.

APINE


Além do registro ex-ante em frequência semanal, o Art. 4º da Portaria MME no 455/2012 cria a denominação de CCEAL com mecanismo de flexibilidade. Nessa modalidade de contrato os montantes contratados são definidos apos o consumo verificado do agente comprador, conforme regras de comercialização vigentes.

Justificativa: a Portaria 455 do MME de 2012 não cria os CCEALs com mecanismos de flexibilidade, estes contratos já são praticados pelo mercado desde sua criação.

Aceita

APINE


No processo de registro, os agentes devem informar os dados necessários para possibilitar a correta contabilização, conforme definido em Procedimentos de Comercialização (PdC). Contratos novos, assinados a partir de 1º de Fevereiro de 2014, também deverão contemplar a informação do preço da energia, conforme estabelecido no Art. 3o da Portaria MME no 455/2012. Todos os contratos, independentemente do ambiente de contratação, são considerados no processo de contabilização, compondo o lastro de cada agente para todos os efeitos.

Justificativa: a Portaria 455/12 do MME estabelece como data para início da informação do preço da energia à CCEE nos contratos registrados no CliqCCEE o dia 1º de Fevereiro de 2014, contratos firmados antes desta data não devem prever, portanto, esse tipo de mecanismo acordado entre as partes.

Não considerada Matéria fora do escopo desta Audiência Pública.

Matéria tratada no âmbito da Audiência Publica 121/2013.





APINE

12. Alterar o módulo de Contratos conforme a seguir: 5. Os contratos flexíveis apresentam regras especificas de modulação. Os CCEALs com Flexibilidade por Percentual são modulados conforme o perfil de carga, conjunto de cargas ou flat. Já os CCEALs com Flexibilidade por Prioridade apresentam modulação da parte mínima dos contratos de forma flat e a modulação da parte flexível exercida equivale ao exercício da flexibilidade será realizada conforme o perfil da carga, ou conjunto de cargas remanescentes.

6. Para CCEALs, os montantes, vigências e prioridades, quando houverem, são considerados apenas com a validação das contrapartes.

Justificativa: as alterações do texto referentes ao item 5 do detalhamento das regras permite um melhor entendimento em relação à aplicação do conceito de modulação para contratos com flexibilidade, além de esclarecer a possibilidade de modulação conforme um conjunto de cargas para que os Agentes possam efetuar de forma mais eficiente a gestão das variações de cargas de seus consumidores, em especial para os Comercializadores Varejistas. Já a alteração proposta no texto do item 6 estabelece que o parâmetro “prioridade” também seja objeto de validação pelas contrapartes de forma a preservar as relações contratuais vigentes, sem prejuízo do disposto na Portaria do MME 455/2012.

Parcialmente aceita A CCEE deverá prever somente a alteração proposta na linha de comando 5 no novo encaminhamento das regras, a ser objeto de nova de Audiência Pública, para a contabilização de junho de 2014.

A justificativa apresentada pelo agente no item 6 não é suficiente para alterar o posicionamento da SEM com relação a esta matéria, conforme apresentado na Nota Técnica 140/2013-SEM/ANEEL, que subsidiou a abertura da Audiência Pública 121/2013.

CPFL

13. Propor a alteração do módulo de Contratos para prever contratos flexíveis com base na geração verificada:

Introdução

(...)

Além do registro ex-ante em frequência semanal, o Art. 4ª da Portaria MME nº 455/2012 cria o CCEAL com mecanismo de flexibilidade. Nessa modalidade de contrato os montantes

Aceita Conforme já apresentado na Nota Técnica 140/2013-SEM/ANEEL, a SEM não verifica óbices à implementação dos contratos flexíveis com base em sua geração verificada, e ainda determina a CCEE a usa implantação.

Não obstante posicionamento técnico contrário à implementação da Portaria 455/2012, ainda não deliberado pela Diretoria, e considerando a sua efetiva implantação a partir de 1° de junho, conforme determinado pela Portaria MME 21/2013,





contratados são definidos após o consumo verificado do agente comprador, ou geração, conforme regras de comercialização vigentes.

1.2.2. Contratos no Ambiente de Contratação Livre - ACL

A Portaria MME nº 455/2013 cria o CCEAL com mecanismo de flexibilidade, cujos montantes são definidos automaticamente no exercício da contabilização, conforme parâmetros específicos e a vinculação opcional de ativos de medição. Com isso o agente poderá optar no registro do contrato por um dos 3 tipos de CCEALs:

(...)

CCEAL com Flexibilidade por Percentual: contrato cujos montantes de energia são definidos conforme percentual de atendimento à carga verificada ou geração, sendo balizados por limites (mínimo e máximo).

CCEAL com Flexibilidade por Prioridade: contrato cujos montantes de energia são definidos conforme a carga ou geração verificada, sendo balizados por limites (mínimo e máximo), podendo ser definida a prioridade de atendimento (no caso de mais de um contrato desse tipo). O exercício deste tipo de contrato é horário, conforme a curva de carga remanescente, estando, dessa forma, limitado à potência contratada.

Nesse sentido, a linha de comando 9.1 precisa ser ajustada ainda para a inclusão da equação para atendimento aos referidos contratos.

a CCEE deverá prever as alterações propostas no encaminhamento das regras, a ser objeto de nova Audiência Pública.

Nesse sentido deverá ser incluída a previsão dos contratos flexíveis para geração, observada a necessidade revisão das linhas de comando das Regras.

PETROBRAS 14. Permitir que os atuais contratos firmados anteriormente à publicação da Portaria MME 455/2012 possam ser ajustados “ex-post”, visto que foram celebrados antes da nova regra.


PETROBRAS 15. Criar Contratos (CCEAL ou CCEI) flexíveis por percentual, que seriam contratos com montante ajustado pela CCEE de

Parcialmente aceita A CCEE deverá considerar o abatimento somente do contrato do PROINFA em nova proposta a ser encaminhada.





forma “ex-post”, com base no percentual do consumo abatidos os contratos firmes, incluindo o PROINFA ou geração total de energia verificada.

Justificativa:

A motivação desta modalidade de contrato é permitir a contratação da exata necessidade de energia, sem que ocorram “sobras” e otimizando o processo em situações onde o contrato flexível por prioridade não possibilita atender a este objetivo. Abaixo, segue um exemplo numérico sem considerar a questão da modulação, que seguiria a sistemática dos contratos flexíveis por percentual já propostos:

Carga mensal no CG: 10 MWm

Soma de Contratos firmes: 2 MWm

Contrato proposto (com percentual ajustado em 100%) = 100% x (10-2) = 8 MWm

Sobra = 10 MWm – 2MWm – 8MWm = 0

É de gestão do agente a correta utilização do contrato flexível por percentual, considerando os contratos de seu portfólio.

TRACTEBEL

16. Considerando-se que há negociações em que as flexibilidades e limites inferiores/superiores envolvem o somatório de várias cargas, em submercados diferentes, e ainda que é necessário o registro de um contrato para cada submercado, solicita-se que seja possível a vinculação de cargas a um conjunto de contratos.

Aceita

Seção III.5 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL – Da Inclusão do Comercializador Varejista nas REGRAS

ABRACEEL,

ABRAGE,

TRACTEBEL

17. Propor que, na regulamentação da Portaria MME 455/2012, seja permitido o registro de contratos flexíveis por percentual do consumo agregado do comercializador varejista, bem como a aquisição por esse comercializador dos mesmos tipos de contratos com mecanismos de flexibilidade que venham a ser definidos pela ANEEL em função da referida Portaria.

Justificativa:

Os riscos e obrigações relativas à comercialização varejista são

Aceita





de total responsabilidade do agente representante (gerador ou comercializador elegível), inclusive em relação ao atendimento de todas as cargas modeladas sob seu perfil. Nesse sentido, a proposta visa que o Comercializador Varejista possa efetuar de forma eficiente a gestão das variações de carga dos seus consumidores.

Seção III.9 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL – Da exclusão do PLD Final das Regras de Comercialização

ÚNICA

18. Solicitar que sejam tratados, adicionalmente às questões abordadas no item III.9 disposto na NT 150/2013–SEM/ANEEL, os seguintes temas correlacionados: (i) que seja mantido o PLD1 como índice para o cálculo de qualquer ressarcimento decorrente de contratos regulados, uma vez que se trata de penalidade ao VENDEDOR e (ii) que a seja ajustado os Contratos de Energia Elétrica no Ambiente Regulado e de Reserva (“CCEARs” e “CERs”), a fim de contemplar o ônus decorrente da cobrança do Encargo de Serviços do Sistema (“ESS”) para todos os agentes de mercado.

Justificativa:

A Resolução nº 03/2013 do Conselho Nacional de Política Energética (“CNPE”) estabeleceu as diretrizes para a internalização de mecanismos de aversão ao risco nos programas de formação de preços no mercado de curto prazo.

Entre a primeira semana de abril deste ano e até que se efetivasse a implantação da metodologia de aversão ao risco nos programas computacionais seria utilizado procedimento transitório para apuração do Preço de Liquidação das Diferenças (“PLD”). Nesse período de transição foi calculado novo PLD para rateio do custo do despacho térmico adicional acionado por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (“CMSE”). O novo PLD, instituído pela Resolução CNPE nº 03/2013, foi denominado de PLDfinal.


A solicitação do agente referente à utilização do PLD final no cálculo do ressarcimento fora discutida no âmbito da Audiência Pública 030/2013. Esta Audiência trata das regras a serem aprovadas para vigência a partir da contabilização de 2014. Nesse sentido, não faz sentido reabrir a discussão nesta Audiência, de matéria tratada em à audiência pública específica, cuja vigência da regra se deu em período anterior à discussão ora em análise.

Em relação à solicitação de abertura de audiência pública específica para tratar do repasse nos CCEARs do custo do ESS, em razão da Resolução CNPE 3/2013, a matéria se encontra sob análise desta Superintendência (Processo 48500.003360/2013-81). Entretanto, o assunto não é trivial e ainda resta estabelecer procedimentos atinentes a obtenção e extinção de liminares dos agentes, e que, portanto, há necessidade de regra específica para o rerateio do repasse dos custos.





Nota-se que o PLDfinal veio para calcular o rateio do custo adicional das térmicas acionadas por decisão exclusiva do CMSE. Parte deste custo será rateada pelos agentes do Mercado de Curto Prazo e a outra parte por todos os agentes de mercado, mediante ESS, por razão de segurança energética.

Dessa forma, para os agentes não inseridos no Mercado de Curto Prazo, PLDfinal é considerado para fins do cálculo do ESS, ou seja, do encargo.

Os CCEARs firmados em decorrência da participação em Leilões de Energia Nova de Termelétricas que usam biomassa como combustível dispõe como penalidade para a VENDEDORA, em caso de indisponibilidade da energia contratada, o ressarcimento de valores à distribuidora.

O cálculo de ressarcimento da energia não suprida tem como base1, o PLD médio mensal e o PLD máximo, sem qualquer previsão à aplicação do PLDfinal, conforme se depreende dos contratos regulados, bem como das Regras de Comercialização – Ressarcimento – Caderno Vermelho.

Vale salientar, inclusive, que o PLDfinal é o mecanismo de aversão a risco TRANSITÓRIO, vigente até que fosse implantada a nova metodologia e aversão ao risco nos programas computacionais, utilizado para o cálculo de encargo – ESS.

A Superintendência de Estudos do Mercado (SEM), acertadamente, em Nota Técnica2 disponibilizada na Audiência Pública nº 030/2013, sobre a repercussão do novo PLD entendeu que para o cálculo de penalidades deve se ter como parâmetro o valor do PLD1. Para a SEM o Delta PLD é um “mecanismo para rateio do custo do despacho adicional para garantia do suprimento energético”.

No entanto, na mesma Nota Técnica, a SEM de forma contrária entendeu que para o cálculo do ressarcimento devido por usinas





termelétricas à biomassa, comprometidas com contratos de Leilão por disponibilidade, quando não cumprirem a geração anual, deve-se utilizar como referência para cálculo do valor do ressarcimento o PLDfinal.

Ao se referir de ressarcimento estamos tratando de penalidade para o VENDEDOR por indisponibilidade, restando claro que para tal caso se deve utilizar o PLD1, uma vez que estamos tratando de PENALIDADE e não de ENCARGO, cujo parâmetro utilizado é o PLDfinal.

Ainda, há que se mencionar que o VENDEDOR em Leilão por térmica a biomassa ao calcular o ressarcimento com base no PLDfinal (índice transitório) será prejudicado por Resolução imposta pelo CNPE e amplamente contestada judicialmente.

Ademais, com o advento da Resolução CNPE nº 03/2013 e a consequente criação do ESS para todos os agentes de mercado, houve o aumento do ônus a todos os agentes, inclusive para os VENDEDORES de Leilões de Energia, já que na data da realização do Leilão não havia a previsão de pagamento de ESS, muito menos a existência de PLDfinal como base de cálculo para este encargo.

Em 02/05/2013, durante a Audiência Pública 030/2013 que tratou do regulamento que aprovou as Regras de Comercialização para atendimento ao disposto na Resolução CNPE n° 003/2013, emitiu a Nota Técnica 061/2013–SEM/SRG/ANEEL na qual reconheceu a necessidade de quantificação adequada do ônus supracitado e a forma de sua alocação aos diversos contratos, considerando que o assunto deveria ser conduzido mediante abertura de audiência pública específica, para a qual se recomendava aprovação da Diretoria Colegiada da Agência, mas não teria sido implementada tal diretriz até o presente (Fl. 8 da Nota Técnica 061/2013–SEM/SRG/ANEEL, de 02/05/2013).

Em suma, considerando a importância dos temas, visando





preservar a segurança jurídica do ambiente regulado que o VENDEDOR está inserido, bem como a manutenção do equilíbrio contratual solicitamos que o regulador trate ainda no âmbito da REGRA 2014: (i) de não permitir que o PLDfinal seja admitido como parâmetro para o cálculo do ressarcimento, haja vista de que se trata de índice para cálculo de ENCARGO, (ii) que seja ajustada a RECEITA FIXA, com base nos CCEAR e CER,3 de forma a contemplar o ESS e diminuir o ônus ora imposto ao VENDEDOR.

Seção III.11 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL – Do aprimoramento do cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST

ABRACEEL,

CEMIG

19. Propor que seja mantida a possibilidade de negociação de energia entre diferentes perfis incentivados.

Justificativa:

A alteração proposta no Anexo I do item 24 da referida AP proíbe a comercialização de energia entre diferentes perfis incentivados, o que limita a possibilidade de gestão dos portfólios de energia incentivada pelos agentes de mercado.

Aceita Será permitida a comercialização entre distintos perfis incentivados. Entretanto, a regra não “limpará” o desconto associado ao perfil nesta situação.

Deverá ser incluído nas linhas de comando 18.1 e 18.2 o disposto acima.

Dessa forma, atende-se o pleito dos agentes e não altera o percentual de desconto de uma comercialização incentivada de 50% para 100%, conforme apontado pela CCEE, anexo à Nota Técnica 150/2013-ANEEL/SEM.

ABRACEEL

20. Propor que o saldo incentivado para fins de lastro de desconto seja atualizado inclusive para o mês de referência, de modo a evitar a degradação do desconto no primeiro mês de apuração.

Não aceita A implementação matemática da proposta não é trivial, pois a degradação do desconto é resultado da solução do sistema linear e a atualização do saldo no próprio mês necessitaria de cálculos iterativos da matriz de desconto a depender da cadeia de comercialização e à medida que o desconto parcial em determinada iteração é atualizado.

ABRACEEL,

QUEIROZ GALVÃO

21. Propor que o histórico atual dos agentes seja considerado e não a formação de um novo após a implementação da nova regra.

Não aceita As regras possuem vigência a partir de sua aprovação.

Há que se ressaltar que os agentes sempre trabalharam com a expectativa de não utilização de eventuais sobras para meses futuros, e a regra proposta já apresenta um grande avanço.

Nesse sentido caber ressaltar também que todas as regras que envolveram a formação de histórico sempre pressuporam a





formação do histórico a partir de sua vigência.

EDP

22. A averiguação do desconto efetivo aplicado à TUSD vem gerando um imbróglio entre as distribuidoras e os consumidores com direito a tal.

A divulgação pela CCEE do valor final do desconto aplicado vem sendo feita numa data posterior ao faturamento destes clientes. Dado a isso, para fins de faturamento, se faz necessária a utilização de um valor de desconto provisório, até que o valor real seja apurado. Quando o valor definitivo é divulgado há a necessidade de proceder-se o refaturamento das contas emitidas com o valor provisório. Esta sistemática tem provocado custos adicionais à distribuidora além de dificultar sobremaneira os trabalhos de fiscalização por parte da ANEEL quando da homologação dos valores para fins tarifários.

Embora este tópico não esteja diretamente abordado na proposta colocada nesta Audiência Pública, o Grupo EDP entende oportuno sugerir que esta metodologia seja revista de forma a evitar refaturamentos e minimizar a possibilidade de incorreções na aplicação dos descontos. Para tal, sugerimos que o valor do desconto passe a ser aplicado para o faturamento do mês de competência no qual ele tenha sido divulgado.

Não aceita Trata-se de assunto relativo aos prazos para realização da contabilização e liquidação financeira e faturamento realizado pela distribuidora.

Considerando os prazos atuais para a contabilização e cálculo da matriz de desconto é inviável atender o pleito do agente.

Dessa forma, não se vislumbra alternativa para solução do problema apresentado, tampouco o agente apresenta sugestão de metodologia para solução do problema.

NEOENERGIA

23. Alterar os módulos de “Cálculo de Desconto Aplicado à TUSD/TUST” e de “Medição Contábil” conforme a seguir:

Cálculo de Desconto Aplicado à TUSD/TUST 16. Para o agente participante da matriz de comercialização de energia incentivada, o desconto mensal final para aplicação à TUSD/TUST é determinado conforme segue:

16.1. O valor do desconto preliminar a ser aplicado à TUSD/TUST é obtido através da solução de equação matricial ( . Portanto, cada elemento do Vetor de Desconto D, “di”, corresponde ao Desconto Final do agente que

Não aceita A regra atual está em acordo com a Resolução Normativa 414/2010, resultando no valor do desconto ponderado da parcela livre do consumidor a ser aplicado no MUSD/MUST do agente.





ocupa a linha, “i”, conforme segue:

16.1.1. Para o agente participante da comercialização de energia incentivada no mês de apuração, o desconto final será idêntico ao desconto preliminar quando o mesmo não o possuir cargas parcialmente livres e será ponderado pela carga total caso contrário, conforme segue:

Se PCEIa,m = 1 , então

Caso o agente possuir Cargas Parcialmente Livre atendidas por Contratos de Compra de Energia Regulada – CCER:

(

(∑

)

(∑

))

Caso contrário:

Onde:

PCEIa,m é o Sinalizador de Participação na Comercialização de Energia Incentivada do perfil de agente “a” no mês de apuração “m”

DESC_CCEIa,m é o Desconto Final do perfil de agente “a” no mês de apuração “m”

di é o elemento do vetor de desconto correspondente a linha “i”.

TRC_Ha,s,j é o Consumo Total Horário do perfil de agente “a”, por submercado “s”, no período de Comercialização “j”

RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de





carga “c”, por período de comercialização “j”

Medição Contábil O Consumo Total Horário do Agente é determinado pela soma do consumo de todas as cargas do agente, por submercado e período de comercialização “j”, sendo que para os consumidores livres é abatido o seu consumo cativo apurado e para os distribuidores é somado o consumo cativo dos consumidores livres, de acordo com a seguinte expressão:

∑

Onde:

TRC_Ha,s,j é o Consumo Total Horário do perfil de agente “a”, por submercado “s”, no período de comercialização “j”

RCc,j é o Consumo Reconciliado da parcela de carga “c”, por período de comercialização “j”

TRC_CAT_CLa,s,j é o Total de Consumo Cativo do perfil de agente Consumidor Livre “a”, no submercado “s”, no período de comercialização “j”

TRC_CAT_D_Ga,s,j é o Total de Consumo Cativo Associado ao Distribuidor/Gerador do perfil de agente “a”, no submercado “s”, no período de comercialização “j”

Justificativa:

Até a publicação da Resolução ANEEL 414/2010, a contratação do MUSD dos clientes livres e especiais, que adquirem parte de





seu consumo no ambiente regulado e parte no ambiente livre, era realizada com base na sua parcela de demanda atendida pelo ACL. Dessa forma, o desconto aplicável à TUSD também era calculado considerando apenas a parcela de uso do cliente no ambiente livre.

Após a publicação da Resolução ANEEL 414/2010 (Inciso VIII do Art. 61), a contratação do MUSD para os clientes livres e especiais, que adquirem parte de seu consumo no ambiente regulado e parte no ambiente livre, deverá ser única para todo o uso do agente (parcelas cativa e livre). Assim, o cálculo do desconto aplicável a TUSD deve refletir essa nova condição, pois atualmente para aplicar o desconto a distribuidora separa o MUSD cativo/livre através de percentual referente ao consumo verificado em cada ambiente para depois, isolado o MUSD livre, aplicar o desconto. Salientamos que tal procedimento não tem respaldo regulatório.

Solicitamos, portanto, que a regra algébrica de cálculo de cada elemento do Vetor de Desconto D, “di”, corresponde ao Desconto Final da matriz de comercialização de energia considere o consumo total do agente, representado pelo acrônimo TRC_Ha,s,j na regra de comercialização “Módulo de Medição Contábil”.

Seção III.12 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL – Do processo de sazonalização de garantia física para fins de alocação do MRE e de lastro de energia

ABRACEEL

24. Propor que seja incluída nas regras a obrigatoriedade de a CCEE divulgar as informações de sazonalização de garantia física de todas as usinas do SIN, de forma consolidada por fonte (Hidráulica do MRE/Cotas/Itaipu, UTEs, Eólicas, Solar e etc.) e submercado , a exemplo da forma atual de divulgação dos dados da usinas pertencentes ao MRE.

Justificativa:

Conferir maior transparência aos agentes.

Não aceita Há necessidade de melhor avaliação dos impactos associados ao pedido e, principalmente, os objetivos pretendidos além da transparência para o mercado.

Além do mais, por se tratar de matéria relativa à divulgação de informações, esta matéria pode ser trata em Procedimento de Comercialização específico.





APINE

25. No item 21 do módulo de Garantia Física, que trata da sazonalização da Garantia Física para fins de Lastro, encontra-se descrito que devem ser somadas as diferenças referentes ao aumento ou redução da GF da usina. No entanto, esta diferença é subtraída da Quantidade Mensal de Garantia física Sazonalizada Preliminar, sendo que o cálculo dessa diferença já é realizado pela fórmula encontrada no item 20.

Também ressaltamos a necessidade de correção dos temos “nova Garantia Física” do acrônimo “CMNGFF”, além da correta grafia do termo “expressões” no item 20 dos Anexos.

Aceita

Seção III.13 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL – Do novo critério de rateio de inadimplência para agentes desligados

ABIAPE

26. Ratear a inadimplência de agentes desligados de forma proporcional ao risco imputado pelo agente ao mercado ou à energia comercializada, ao invés de ser proporcional ao número de votos.

Justificativa:

A regra já existente do ESS energético, por exemplo, implementa tais conceitos e poderia ser utilizada como base para o critério do rateio da inadimplência.

Não aceita Vide seção III.1 desta NT.

ABRACE

27. Abrir um processo específico de Audiência Pública com elaboração de Análise de Impacto Regulatório identificando a real necessidade do aprimoramento e os seus respectivos impactos para todos os agentes do mercado. Contudo, em caso de não abertura de nova AP, a ABIAPE entende que o rateio de forma proporcional aos votos na Câmara é inadequado, pois, de modo geral, a classe dos consumidores não é responsável e nem dá causa a eventos dessa natureza, o que lhes conferirá um custo adicional indevido.

Justificativa:

A modificação do rateio de inadimplência para agentes desligados é um tema de grande relevância, sendo necessária






uma discussão mais ampla sobre o tema.

ABRACEEL

28. Propor que a participação dos agentes no critério de rateio da inadimplência seja calculada com base na Energia Transacionada nos últimos doze meses, a exemplo do rateio do Encargo de Serviços do Sistema por segurança energética (ESS_SE).

A Energia Transacionada visa identificar o montante de energia de origem própria que o agente comercializou no mercado, sem considerar a energia revendida. Para obter tal montante, a regra define um cálculo igual para todos os agentes sujeitos ao rateio, e que captura todas as situações possíveis de comercialização, considerando o maior valor, em módulo, da posição líquida: (i) dos ativos de medição; (ii) dos contratos registrados; e (iii) da exposição ao MCP.

Dessa forma, considerando a Energia Transacionada pelos agentes, evita-se a cobrança em cadeia sobre as transações intermediárias do mercado, o que prejudica o desempenho da atividade de comercialização e reduz a liquidez do mercado de energia elétrica.

Justificativa:

Pela proposta submetida à AP 124, haveria a cobrança dos valores inadimplidos em cadeia sobre as transações intermediárias do mercado, o que prejudicaria o desempenho da atividade de comercialização e reduziria a liquidez do mercado.

É importante ressaltar que, caso se estabeleça o rateio de inadimplências pela proporção de votos dos agentes, o mercado de energia perderá totalmente sua liquidez em momentos de inadimplência elevada, uma vez que todas as transações intermediárias serão oneradas com um custo adicional que, possivelmente, será superior à margem de comercialização nesse tipo de operação.

Dessa forma, para a categoria dos comercializadores de






energia, o rateio de inadimplências com base na proporção de votos (energia vendida), e não na posição líquida de contratos, onera o valor do MWh negociado em toda a cadeia intermediária do mercado, inviabilizando a atividade de comercialização de energia.

CPFL

29. Propor o ajuste do módulo de Liquidação, de forma que o rateio seja realizado com base na exposição ao MCP, e não ao critério de votos: 10. Após o efetivo desligamento do agente inadimplente, será efetuado o rateio do Débito da Inadimplência dos Agentes Desligados Sem Sucessão a partir do critério de votos, de modo que a inadimplência referente ao agente desligado sem sucessão seja rateada entre todos os agentes ativos na CCEE, proporcionalmente ao percentual de votos de cada agente à sua exposição ao MCP, positiva ou negativa, conforme a seguinte expressão:

Justificativa: essa sugestão adequa o rateio da inadimplência para os agentes que operam com o balanço energético neutro e, portanto, não imputam risco ao MCP. A proposta da AP imputa ônus aos agentes que não contribuem com risco no MCP.


Pela proposta, um agente que possua 10 MWmédios em contratos de compra e consuma 10 MWmédios não arcaria com a inadimplência, visto que “não contribui com risco no MCP”. Contudo, um agente que tenha contratado 11 MWmédios e consuma os mesmos 10 MWmédios arcaria com a inadimplência na proporção de sua exposição positiva, apesar de ter operado de forma mais cautelosa e teoricamente representar menos risco para o mercado. É nítido que tal comportamento não é razoável.

Ademais, sequer para agentes expostos negativamente a dinâmica proposta parece adequada. Cita-se o caso de um determinado agente que (i) possua lastro de energia sobrando, (ii) tome a decisão comercial de comprar energia no spot e (iii) honre sua liquidação no MCP. Qual a relação entre esse agente e a inadimplência do mercado de curto prazo? Nenhuma, afinal o agente não deu causa ou sequer possui gestão sobre as operações do inadimplente.

Vista a clara inadequação em se associar a inadimplência com a exposição de um agente ao MCP, entende-se ser mais razoável que o rateio seja de fato realizado por meio de um mecanismo de solidariedade entre todos os agentes do mercado. Nesse sentido, julga-se pertinente a utilização da regra de Rateio de Votos, por se tratar de um mecanismo já estabelecido e conhecido pelos agentes, além de possibilitar uma metodologia única para determinação do ônus (rateio da inadimplência, contribuição associativa, etc) e do bônus (rateio de votos) na CCEE.





CPFL

30. Propor ajuste do módulo de Liquidação para prever o repasse do rateio de inadimplência às tarifas de distribuição:

2.3.1. Detalhamento do Cálculo do Rateio da Inadimplência em Casos de Desligamento Sem Sucessão

(...)

11a. O montante apurado, no rateio da inadimplência, em casos de desligamento sem sucessão, será destinado à tarifa das distribuidoras de energia, quando positivo ou negativo, observados esses valores no evento tarifário subsequente.

Justificativa: as distribuidoras de energia não conseguem fazer gestão da sua exposição ao MCP e/ou aos votos, e o valor de rateio ou o recebimento da inadimplência referentes aos agentes desligados sem sucessão devem ser repassados aos consumidores, seja de forma positiva ou negativamente.

Não considerada Matéria fora do escopo desta Audiência Pública, que discute apenas a revisão do critério de rateio da inadimplência, e não o seu repasse tarifário.

Seção III.15 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL – Do lastro para o 1º ano de operação comercial de usinas sem Garantia Física

ABRACEEL

31. Propor que seja aplicado mecanismo similar ao utilizado para as usinas do PROINFA, para as quais a apuração da penalidade é diluída ao longo dos 12 meses do segundo ano de operação comercial.

Justificativa:

Existe preocupação em relação a uma possível concentração da penalidade por insuficiência de lastro para esse tipo de gerador no 13º mês de operação comercial.

Não aceita Vide seção III.5 desta Nota Técnica.

Não há previsão de parcelamento da aplicação de penalidades e também não deve haver exceções. Os agentes devem se planejar e envidar esforços no sentido de realizar uma declaração realista.

CCEE

32. Alterar a linha de comando 11, e incluir quadro importante:

11 Para as usinas que entrarem em operação comercial e

estão sem Garantia Física, no primeiro ano de operação podem declarar Garantia Física lastro para venda para o ano. A Garantia Física O lastro para venda declarado compensa a falta de histórico para fins da média móvel de lastro, sendo que, ao término do primeiro ano de


Apesar de concordar com o ajuste da álgebra para prever o tratamento de usinas que tenham a garantia física determinada pelo MME durante o primeiro ano de operação comercial, a SEM discorda da utilização da declaração apenas para fins de apuração de penalidade por insuficiência de lastro de energia.





operação comercial da usina, é verificado se esta teve geração o suficiente para compensar a a Garantia Física Declarada declaração de lastro para venda. Caso a geração realizada no primeiro ano de operação comercial seja diferente do lastro para venda declarado, será apurada a diferença entre a geração verificada e a Garantia Física Declarada declaração de lastro para venda, aplicando-se sobre a média móvel do agente a partir do primeiro mês do segundo ano de operação comercial da usina, conforme as seguintes expressões:

Se o mês de apuração de penalidade corresponder ao segundo ano de operação comercial da parcela de usina e o proprietário

da mesma declarougarantia física lastro para venda para o primeiro ano, então:

∑ ( )

∑

∑

Caso contrário:

Onde:

GF_DIFp,m é a diferença entre a Garantia Física declarada para o primeiro ano e a geração verificada da parcela de usina “p”, no mês de apuração de penalidades “m”

GFISp,j é a Garantia Física Apurada da parcela de usina “p” por período de comercialização “j”

Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”





“12M” é o conjunto dos últimos 12 meses anteriores ao mês de apuração “m”

Importante:

A subtração (GFIS – G) de cada mês anterior, do intervalo dos últimos 12 meses anteriores ao mês de apuração “m”, apenas será realizado caso a usina não possuir Garantia Física definida pelo MME, no respectivo mês de referência de tal subtração.

O primeiro ano de operação comercial é iniciado no mês em que a primeira unidade geradora da usina estiver em operação comercial.

Justificativa: Ajuste de terminologia para considerar o recurso declarado para o primeiro ano de operação comercial como “lastro para venda declarado” e não “garantia física declarada”, pois se considera como garantia física apenas a determinada pelo MME. Inserção do quadro “importante” para explicitar: I) que o ajuste a partir do décimo terceiro mês de operação comercial da usina, por meio do somatório de GFIS-G dos meses passados, apenas considerará as parcelas de tal subtração no período em que a usina não possuir garantia física definida pelo MME. Isto pois, a partir do momento em que a usina possui garantia física definida pelo MME, a apuração do Nível de Insuficiência de Lastro segue a regra comum de apuração de Recurso e Requisito, não havendo necessidade de ajuste no mês de apuração, em função de diferença da geração realizada e a garantia física dos meses passados.

II) que o primeiro ano de operação comercial é iniciado no





mês em que a primeira unidade geradora da usina estiver em operação comercial.

CCEE

33. Ajustar quadro “importante” da linha de comando 11, para adequação do tratamento do cálculo de Garantia Física de forma proporcional para usinas com declaração de lastro para venda no primeiro ano de operação comercial e que tiveram publicação de sua Garantia Física neste período. O tratamento dado é o mesmo do uso de geração até a data de publicação da Garantia Física da usina, a qual é considerada a partir de então. Ademais, alterou-se o termo “garantia física declarada” por “declaração de lastro para venda”, para que fique mais claro.

8. (...) Se for o primeiro ano de operação comercial da usina, a Garantia Física para fins de lastro e calculada a partir da Garantia Física declarada feita declaração de lastro para venda pelo agente proprietário, caso ocorra declaração:

Importante:

Se o MME definir Garantia Física para essas usinas durante o primeiro ano de operação comercial, a Declaração de lastro para venda ou a Geração da Garantia Física será considerada apenas para os períodos anteriores à vigência dessa Garantia Física.

Não aceita Vide seção III.5 desta Nota Técnica e contribuição anterior.

CCEE

34. Ajustar o quadro “importante” da linha de comando 15, para tratamento do cálculo de Garantia Física de forma proporcional para usinas com declaração de lastro para venda no primeiro ano de operação comercial e que tiveram publicação de sua Garantia Física neste período. O tratamento dado é o mesmo do uso de geração até a data de publicação da Garantia Física da usina, a qual é considerada a partir de então. Ademais, alterou-se o termo “garantia física declarada” por “declaração de lastro para venda”, para que fique mais claro.

15. Caso a modalidade de despacho da usina não hidráulica






seja do tipo IB, IIB ou III e o empreendimento não possua garantia física definida pelo Poder Concedente, a Garantia Física Apurada é igual à sua geração final:

Se for o primeiro ano de operação comercial da usina, a Garantia Física para fins de lastro é calculada a partir da

Garantia Física declarada declaração de lastro para venda pelo agente proprietário, caso ocorra declaração:

Caso contrário, para os demais anos de operação da usina e também para o primeiro ano caso não haja declaração, a Garantia Física para fins de lastro é calculada conforme

geração:

Onde:

GFISp,j é a Garantia Física Apurada da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”


GFIS_DECp é a Garantia Física Declarada na conexão pelo agente proprietário da parcela de usina “p”

UXP_GLFp,j é o Fator de Rateio de Perdas de Geração da Rede Básica associado à usina “p”, por período de comercialização “j”

SPD equivale a um período de comercialização, ou seja, 1 hora

Importante: Se o MME definir Garantia Física para essas usinas durante o primeiro ano de operação comercial, a Declaração de lastro para venda ou a Geração da Garantia Física será considerada





apenas para os períodos anteriores à vigência dessa Garantia Física.

CCEE

35. Ajustar a redação e incluir de quadro “importante” na linha de comando 18, para tratamento do cálculo de Garantia Física de forma proporcional para usinas com publicação de sua Garantia Física ao longo de um determinado mês.

18. Para as usinas que possuem direito de sazonalizar suas garantias físicas para fins de Lastro, a sazonalização é determinada a partir do montante declarado pelo agente proprietário da usina para esse objetivo ou, se o agente não declarar, será flat, assim como para as usinas que não podem sazonalizar, conforme os comandos a seguir: 19. Para as demais usinas a garantia física para fins de Lastro é determinada a partir da sazonalização realizada pelo agente para esse objetivo ou, se o agente não sazonalizar, será flat, conforme os comandos a seguir:

Se o agente proprietário da usina sazonalizou a Garantia Física, então:

Caso contrário:

Onde:

QM_GF_LAS_PREp,m é a Quantidade Mensal de Garantia Física Sazonalizada Preliminar para fins de

Aceita Vide seção III.5 desta Nota Técnica





Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m

GF_SAZ_LASp,m é a Quantidade de Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”

GFp é Garantia Física definida em ato regulatório da parcela de usina “p”, no ano de apuração “f”

M_HORASm é a Quantidade de Horas no mês de apuração “m”

Importante: Para as usinas que estejam ou iniciem sua operação comercial e que tenham suas Garantias Físicas definidas pelo MME para vigorar durante um determinado mês de apuração, a Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro e a Quantidade de Horas do mês serão proporcionais, considerando apenas os períodos posteriores à vigência dessa Garantia Física.





CCEE

36. Alterar as linhas de comando a seguir:

1.1 Caso não tenham ultrapassado os limites de potência injetada, conforme linha de comando 2.1, para as usinas não hidráulicas com modalidade de despacho do tipo IB, IIB ou III, ou hidráulicas com modalidade de despacho tipo II ou III, e que não possuam garantia física definida pelo Poder Concedente, cujos agentes proprietários optaram por utilizar a média móvel da geração realizada no horizonte de 12 meses, compreendidos entre o mês de apuração e mais os 11 meses anteriores, como lastro para efeito do cálculo do desconto aplicável à TUSD/TUST, conforme Procedimento de Comercialização específico, a garantia física para fins de desconto será dada pela seguinte expressão:

Se

Então:

∑ (

∑ ∑

∑

)

Onde:

GFIS_DTp,m é a Garantia Física para Fins de Desconto na TUSD/TUST da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”

ULPI_30p,m é o Sinalizador Mensal de Ultrapassagem da Potência Injetada acima de 30 MWmédios da parcela de usina “p” no mês de apuração “m” (Vide Linha de Comando 2.1)

Aceita





Gp,j é a Geração Final da parcela de Usina “p”, no período de comercialização “j”

M_HORASm é a Quantidade Total de Horas do Mês de Apuração “m”

SPD equivale a um Período de Comercialização, ou seja, 1 hora

“12MU” corresponde ao intervalo de 12 meses que compreende o mês de apuração “m” e os 11 meses que o antecedem (“m-11” a “m”) ou o período de vigência da usina na CCEE (o que for menor)

1.2 Para as usinas que não possuem Garantia Física definida pelo MME, caso não tenham ultrapassado os limites de potência injetada conforme Linha de Comando 2.1, a Garantia Física para Fins de Desconto na TUSD/TUST é a própria geração mensal da usina, conforme expressão:

Se

Então:

∑

Onde:

GFIS_DTp,m é a Garantia Física para Fins de Desconto na TUSD/TUST da parcela de usina “p”, no mês de apuração “m”

ULPI_30p,m é o Sinalizador Mensal de Ultrapassagem da Potência Injetada acima de 30 MWmédios da parcela de usina “p” no mês de apuração “m” (Vide Linha de Comando 2.1)





Gp,j é a Geração Final da parcela de Usina “p”, no período de comercialização “j”

1.3 Para as demais usinas, caso não tenham ultrapassado os limites de potência injetada, conforme Linha de Comando 2.1, a garantia física para fins de desconto na TUSD/TUST é a própria garantia física apurada, descontada dos comprometimentos contratuais do Ambiente de Contratação Regulado, dada pela expressão de igualdade: (...)

Justificativa:

Na versão das Regras de Comercialização enviada para abertura da AP, a Declaração de Lastro para Venda para o primeiro ano de operação comercial das usinas que não possuem garantia física definida pelo MME também é recurso de energia incentivada.

Porém, ao contrário da Regra de Penalidade de Energia, em que há a verificação da diferença entre o montante gerado e o declarado e, de fato, penalização do agente em caso de venda acima da quantidade gerada no ano, na Regra do Cálculo de Desconto da TUST/TUSD, uma vez vendido o lastro de venda declarado, não há como “penalizar”, ou seja, retirar o desconto já concedido nos meses anteriores, quando houver a verificação, no décimo terceiro mês de operação comercial, entre o lastro de venda declarado e a geração.

Logo, no caso de repasse de desconto da TUST/TUST, a Regra de Comercialização deve permanecer inalterada, isto é, o recurso incentivado para usinas sem garantia física deve ser a própria geração, evitando-se dessa forma a “criação de recurso de desconto” ou mesmo reprocessamentos da matriz de desconto, que poderiam impactar os processos das distribuidoras.





EGP

37. Alterar o módulo de Garantia Física conforme a seguir: 11. Caso a usina não participe do MRE e não possua garantia física definida pelo Poder Concedente, independente da sua modalidade de despacho, a Garantia Física Apurada é igual à sua Geração Final estabelecida no módulo “Medição Contábil”, expresso por: Se for o primeiro ano de operação comercial da usina ou se forem usinas que já se encontrem liberadas para operação comercial e que venham iniciar a contabilização da sua energia no âmbito da câmara de comercialização – CCEE, a Garantia Física para fins de lastro é calculada a partir da Garantia Física declarada pelo agente proprietário, caso ocorra declaração:

Justificativa:

A alteração proposta permite que o agente negocie montantes de energia ao longo do primeiro ano de operação comercial, de forma mais aderente à sua capacidade de geração anual, sem que sofra penalidades por insuficiência de lastro durante a formação do histórico de geração (média móvel de 12 meses). Uma vez que, assim como uma usina nova, agentes que iniciarem sua contabilização na CCEE, também precisarão formar um histórico de 12 meses de geração.

Aceita Vide seção III.5 desta Nota Técnica.





Seção III.16 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL – Da Parcela Variável referente à condição de constrained-off

SIMPLE ENERGY

38. Ajustar o tratamento dado as “Usinas GNL” no ressarcimento dos custos com combustível no cálculo proposto da Parcela Variável referente à condição de constrained-off, bem como ajustar o recebimento de encargo (ESS) das distribuidoras quando esse for oriundo de “Usinas GNL” na condição de constrained-off.

Justificativa:

A proposta em audiência pública retira dos geradores os valores ressarcidos por meio de encargo de serviços do sistema na condição de constrained-off, visto que não houve o consumo de combustível previsto.

Nesse tema, entendemos que deve haver um ajuste nas regras apresentadas, pois existem particularidades que não foram exploradas, e para que se de a solução plena se faz necessário observar os seguintes pontos:

a) Usinas termelétricas que utilizam como combustível o Gás Natural Liquefeito – GNL (“Usinas GNL”).

Conforme previsto na Resolução Normativa nº282/2007, para as usinas que utilizam GNL como combustível, o ONS decidirá pelo acionamento da usina antecipadamente, quando o valor esperado do CMO “m” meses a frente estiver maior ou igual que o CVU da usina.

Atualmente o ONS determina o despacho antecipado com 60 dias de antecedência.

Assim, considerando que o (i) tratamento diferenciado para o despacho das “Usinas GNL” é necessário pela natureza do combustível, (ii) esse tratamento está devidamente regulamentado e (iii) o contrato de compra de combustível foi

Não aceita A SEM entende que as regras devem espelhar o conceito geral. As particularidades de cada empreendimento devem ser tratadas individualmente.

Tendo em vista não se tratar de aprimoramento, mas sim correção de erro, os devidos ajustes referentes aos casos ocorridos anteriormente a esta alteração serão tratados em processo específico.





firmado de acordo com a regulamentação, entendemos que, para atender plenamente a regulamentação vigente, é necessário que esse tratamento seja incorporado nas regras de comercialização quando do ressarcimento dos custos com combustível, visto que uma vez solicitado, a usina arcará com os custos associados a compra do combustível independente da efetiva geração.

Como sugestão, para atender essa condição, basta colocar uma condicionante “se combustível = GNL”, então, continua válida a regra tal como encontra-se atualmente, caso contrário vale a nova regra proposta.

b) Considerando o descrito no item (a), deve-se ajustar o recebimento das distribuidoras.

Atualmente já existe uma inconsistência nas regras de comercialização na questão do constrained-off:

- No cálculo dos encargos na condição de constrained-off, apura-se a diferença entre o PLD e o CVU da usina (sendo PLD > CVU), esse valor é repassado às distribuidoras quando a usina está comprometida com Leilão.

- Na receita de venda, a distribuidora paga CVU às usinas na parcela não gerada devido ao constrained-off.

Ou seja, a parcela recebida pela distribuidora no MCP deveria ser suficiente para arcar com os custos na Receita de Vendas, entretanto na condição constrained-off isso não ocorre.

Com a proposta em análise essa questão é eliminada, exceto para as “Usinas GNL”, que conforme apresentado acima necessita de tratamento específico.





Seção III.18 da Nota Técnica 150/2013-SEM/ANEEL – Da alteração na forma de aplicação do percentual de destinação ao produto para usinas eólicas

e a biomassa comprometidas com CCEAR por disponibilidade ou CER

ÚNICA

39. Até 2012, por meio das Regras de Comercialização de Energia Elétrica anteriores às atuais, o gerador com base na fonte à biomassa podia alocar a geração do Ambiente de Contratação Livre (ACL) para o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e Ambiente de Contratação de Energia de Reserva (ACER) sem vinculação à garantia física (GFIS) sazonalizada disponível no ACL, ou seja, alocava a geração da parcela ACL sem necessidade de lastro associado.

A partir da publicação da Resolução Normativa n. 533, de 22 de janeiro de 2013, que aprovou as atuais Regras de Comercialização, foi imposta restrição na realocação da geração do ACL para o ACR/ACER na modalidade energia/lastro. De acordo com o novo regramento, o montante de geração que pode ser realocado do ACL para o ACR/ACER (acrônimo GRAR_CLA), obedece a seguinte condição disposta no comando 24 do Módulo de Ressarcimento das Regras de Comercialização 2013:

(∑

∑

)

Dessa forma, o montante de geração que pode ser realocado para o ACR/ACER deverá ser o menor valor entre a garantia física no ACL (acrônimo GFIS_ACL_PRE) e a geração disponível livre (G_DISP_ACL_PRE) multiplicado pelo

Parcialmente aceita A proposta de aperfeiçoamento apresentada pela ÚNICA será avaliada ao longo de 2014, inclusive com a utilização dos resultados obtidos ao longo de 2013, de modo a se verificar os problemas apresentados.

Cabe ressaltar que, à priori, deve-se avaliar as alterações de Regras em conjunto com outros módulos das Regras impactados, como por exemplo, Penalidade de Energia e Matriz de Desconto.

Nota-se à princípio impactos muito importantes nestes 2 cadernos que necessitam de uma melhor avaliação.





percentual declarado para atendimento ao produto (acrônimo PD_PROD), informado mensalmente pelo gerador.

A alteração nas regras de mercado no tratamento das realocações da energia disponível no ACL trouxe uma rigidez incompatível com as características da indústria de cana de açúcar. Muitas vezes, o atraso na entrada da safra, coincidente com o fim da estação chuvosa nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste, faz com as unidades de produção a biomassa não consigam manter a produção em montantes desejados, alterando a sua curva de moagem ao longo do ano de modo a aproveitar melhor os níveis de açúcar da cana. É importante observar que, com o aumento da mecanização no processo de colheita da cana, é impossível realizar a colheita quando ocorrem chuvas, devido ao comprometimento na plantação, aumentando os custos de tratamento para o ano seguinte.

Assim, uma variação da curva de moagem, comum na atividade sucroenergética, causará restrição na entrega de energia no ACR/ACER.

Em dezembro de 2012, a UNICA apresentou contribuição à Audiência Pública 105/2012 (sobre as Regras de Comercialização) de forma a não vincular à garantia física disponível no ACL, a alocação a maior de energia para atendimento de contratos regulados no ACR/ACER. Adicionalmente, em 21 de janeiro de 2013, a UNICA se reuniu com a Superintendência de Estudos do Mercado (SEM) da ANEEL, expondo os motivos para manter a regra anterior de alocação.

As sugestões da UNICA à AP 105/2012 não foram acatadas, no entanto a ANEEL, por meio do voto do Relator do processo, solicitou-se à SEM uma nova proposta para avaliação sobre o tema, mas somente depois que ocorresse a publicação das Regras de Comercialização 2013 (Resolução Normativa ANEEL 533/13), conforme exposto a seguir:





“20. Entretanto, de acordo com a opinião da Única, externada em reunião realizada com a SEM, a proposta ainda traz prejuízos de gerenciamento dos contratos por parte dos agentes, dada a incerteza quanto à safra, que é muito influenciada pelas condições climáticas em cada ano.

21. A SEM propôs a aprovação da proposta da CCEE, porém considero que a argumentação dos agentes é pertinente, o que conduz à necessidade de uma posterior avaliação de soluções para o tratamento do assunto que leve em consideração tais condicionantes, sem que se permita ao agente efetuar a arbitragem entre os contratos regulados e do ACL, em detrimento do consumidor.”

Considerando que a (i) própria Diretoria da ANEEL entende necessário um melhor tratamento com relação ao tema, (ii) sua fundamental importância para a fonte biomassa, e (iii) que estamos indo já para a publicação das Regras para o ano de 2014, solicitamos à ANEEL que seja apresentada proposta para o aprimoramento regulatório quanto à alocação de energia do ACL para o ACR/ACER ora discutida, levando em consideração as condicionantes citadas no voto do Relator do processo referente à Audiência Pública 105/2012 (sobre as Regras 2013) e ainda no âmbito das Regras 2014, dada a relevância do assunto.





Módulo Consolidação dos Resultados

CCEE

40. Ajustar o módulo de Consolidação dos Resultados: 14. O Efeito no Mercado de Curto Prazo (MCP) de cada distribuidora cotista corresponde ao efeito total no Mercado de Curto Prazo de todas as usinas comprometidas com CCGFs no montante correspondente a sua cota parte, sendo expresso por:

∑ ( )

Onde:

EMCP_CCGFa,m é o Efeito no Mercado de Curto Prazo do contrato de cota de garantia física para cada perfil de agente cotista “a”, no mês de referência “m”

RPU_MCPa,m é o Resultado Preliminar da parcela de usina “p” comprometida com CCGF no Mercado de Curto Prazo “”, no mês de apuração “m”F_CCGFa,p,m é o Fator de Rateio de Cotas de Garantia Física para cada perfil de agente cotista “a”, da parcela de usina “p”, no mês de referência “m”

F_CCGFa,p,m é o Fator de Rateio de Cotas de Garantia Física para cada perfil de agente cotista “a”, da parcela de usina “p”, no mês de referência “m”

“PCCGF” é o conjunto de usinas comprometidas com Contratos de Cotas de Garantia Física

Justificativa:

Trata-se apenas de correção de texto. Entendemos que essa alteração soluciona os problemas de descasamento da sazonalização das cotas de garantia física e dos CCGF.

Aceita





CCEE

41. A álgebra do acrônimo RPU_MCP, linha de comando 10, foi alterada de forma que não consolidasse mais os resultados das parcelas de usina por agente, apuração efetuada posteriormente no âmbito das Regras de Comercialização. Dessa forma, a saída da equação foi alterada, retornando agora valores na dimensão (“p”, “m”), sendo necessária a alteração para manter a coerência dimensional da equação.

Aceita

CCEE

42. O balanço energético da linha de comando 18 trata dos compradores de CCEN (dimensão “a”), e os acrônimos G_CCEN e CG_CCEN já são referentes a esses agentes, como calculado no módulo Ressarcimento com a utilização dos fatores de suas respectivas cotas. Dessa forma, devem ser alteradas as suas dimensões na equação apresentada, pois o agente referido na dimensão de entrada e saída deve ser o mesmo.

Aceita

Módulo Encargos

CCEE

43. A Regra de Comercialização enviada para abertura da AP calcula em duplicidade (acrônimo PG_SEG_ENER), para perfis de comercialização varejista, a geração para o abatimento de carga para a Determinação do Pagamento dos Encargos de Energia de Reserva e de Segurança Energética.

A alteração algébrica corrige esse cálculo, vinculando corretamente a usina com a respectiva carga para o abatimento do consumo pela geração (acrônimo PG_SEG_ENER_ATIV).

Ainda, a Regra de Comercialização enviada para abertura da AP considera a quantidade gerada acima do consumo (acrônimo G_SEG_ENER) como geração de autoprodução e, portanto, não é definido como Energia Comercializada para rateio de encargos de Segurança Energética.

Porém, a energia excedente gerada, uma vez que já atendeu a respectiva carga, é liquidada pelo agente, o que caracteriza a energia como comercializada, conforme conceito aprovado na REN nº 551/2013 e refletido no acrônimo TE_CAR. A alteração

Aceita





algébrica visa a corrigir tal distorção, limitando a geração total da usina ao consumo da respectiva carga (acrônimo G_SEG_ENER_ATIV).

15.1 A Geração Utilizada na Determinação do Pagamento

dos Encargos de Energia de Reserva e de Segurança Energética é calculada pela soma de toda geração utilizada para o abatimento das cargas, modeladas sobre o respectivo perfil de agente, conforme expressão:

∑

Onde:

G_SEG_ENERp,a,m é a Geração Utilizada na Determinação do Pagamento dos Encargos de Energia de Reserva e de Segurança Energética da parcela de usina “p”, atribuída ao perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”

G_SEG_ENER_ATIVp,c,m é a Geração Utilizada para Abatimento de Carga na Determinação do Pagamento dos Encargos de Energia de Reserva e de Segurança Energéticada parcela de usina “p”, em relação a carga “c”, no mês de apuração “m”

15.1.1 A Geração Utilizada para Abatimento de Carga na Determinação do Pagamento dos Encargos de Energia de Reserva e de Segurança Energética é calculada pelo menor valor entre (I) a geração total da usina multiplicada pelo Percentual de Geração Utilizado para Abatimento de Carga e (ii) Consumo no Ambiente Livre da respectiva carga:





((∑( )

∑

)

∑

)

Onde:

G_SEG_ENER_ATIVp,c,m é a Geração Utilizada para Abatimento de Carga na Determinação do Pagamento dos Encargos de Energia de Reserva e de Segurança Energéticada parcela de usina “p”, em relação a carga “c”, no mês de apuração “m”


GFTp,j é a Geração Final de Teste da parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”

FLUXO_MREp,r,w é o Fluxo de Energia no MRE por parcela de usina “p”, no patamar “r” da semana “w”

PG_SEG_ENER_ATIVp,c,m é o Percentual de Geração Utilizada para Abatimento de Carga na Determinação do Pagamento dos Encargos de Energia de Reserva e de Segurança Energética da parcela de usina “p”, em relação a carga “c”, no mês de apuração “m”

RC_ALc,j é o Consumo no Ambiente Livre da parcela de carga “c”, no período de comercialização “j”

15.1.1.1 O Percentual de Geração Utilizado para





Abatimento de Carga na Determinação do Pagamento dos Encargos de Energia de Reserva e de Segurança Energética estabelece o percentual de alocação de geração que cada parcela de carga possui, em relação ao percentual de direto de alocação do agente, conforme a expressão:

∑

∑ ∑

Onde:

PG_SEG_ENER_ATIVp,c,m é o Percentual de Geração Utilizada para Abatimento de Carga na Determinação do Pagamento dos Encargos de Energia de Reserva e de Segurança Energética da parcela de usina “p”, em relação a carga “c”, no mês de apuração “m”

PGDAα,p é o Percentual de Geração Destinada ao Agente, da parcela de usina “p”, atribuído ao agente “α”

RC_ALc,j é o Consumo no Ambiente Livre da parcela de carga “c”, no período de comercialização “j”

“CP_ALFA_AGP” é o conjunto de parcelas de cargas “c”, modeladas nos perfis pertencentes ao agente “alfa”, que possuem o direito de alocação da geração da parcela de usina “p”

“alfa” é o agente no qual possui perfis onde as cargas “c”, que possuem direito alocação da geração da parcela de usina “p”, estão modelas





Módulo Liquidação

CCEE

44. Ajustar as linhas de comando conforme a seguir: 2. O cálculo do Valor a ser Liquidado considera o

Resultado Final, obtido no processo de contabilização por meio do módulo de regras “Consolidação de Resultados”, acrescido dos eventuais ajustes atribuídos para cada perfil de agente, no mês de apuração, conforme a seguinte expressão:

Onde:

V_LIQUIa,m é o Valor a ser Liquidado, do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”

RESULTADOa,m é o Resultado Final do perfil de agente “a” no mês de apuração “m”

AJUSTESa,m é o Valor do Ajuste para o perfil de agente “a” no mês de apuração “m”

AJU_INAD_DSSa,m é o Ajuste de Inadimplência por Desligamento sem Sucessão do agente “a”, no mês de apuração “m”

3. O Valor Total a ser Liquidado consolida o Valor a ser Liquidado de todos os perfis de agente associados ao agente principal, sendo este último o responsável pelo processo de liquidação financeira. A expressão que agrupa os resultados dos diferentes perfis de agentes em um único agente principal é dada por:

∑

Aceita





Onde:

V_TOT_LIQUIα,m é o Valor Total a ser Liquidado, do agente “α”, no mês de apuração “m”

V_LIQUIa,m é o Valor a ser Liquidado, do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”

“Aα” é o conjunto de perfis de agente “a” associados ao Agente “α”

9. No mês de desligamento do agente inadimplente, o

Valor da Inadimplência de Agentes Desligados Sem Sucessão deverá ser segregado em razão do descumprimento de suas obrigações das demais inadimplências ocorridas na liquidação financeira, conforme a seguinte expressão:

Onde:

V_INAD_DSSα,m é o Valor da Inadimplência de Agentes Desligados Sem Sucessão do agente “α”, no mês de apuração “m”

V_INADα,m é o Valor da Inadimplência, do agente “α”, no mês de apuração “m”

“ADSS” é o conjunto de agentes “α” desligados por descumprimento de obrigação

10. O Débito de Inadimplência por Desligamento de Agentes sem Sucessão calcula o impacto financeiro da inadimplência de cada agente desligado por descumprimento de obrigação em cada perfil de agente





do mercado, através da multiplicação da inadimplência do agente desligado pela proporção de participação do perfil de agente no rateio da inadimplência:

Onde:

DEB_INAD_DSSa,α,m é o Débito de Inadimplência por Desligamento de Agentes sem Sucessão do perfil de agente “a”, referente ao agente desligado por descumprimento de obrigação “α”, no mês de apuração “m”

V_INAD_DSSα,m é o Valor da Inadimplência de Agentes Desligados Sem Sucessão do agente “α”, no mês de apuração “m”

FD_INAD_DSSa,m é o Fator de Distribuição da Inadimplência dos Agentes Desligados Sem Sucessão do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”

“α” é o agente desligado por descumprimento de obrigação

“a” é o perfil de agente participante do rateio de inadimplência dos agentes desligados por descumprimento de obrigação

a. O Fator de Distribuição da Inadimplência dos Agentes Desligados Sem Sucessão calcula a proporção de participação de cada perfil de agente no rateio da inadimplência dos agente desligados por descumprimento de obrigações, utilizando a proporção de sua participação no rateio de votos,





considerando apenas os perfis que participam do rateio de inadimplência, conforme a seguinte expressão:

Se o perfil de agente participa do rateio da inadimplência dos agentes desligados por descumprimento de obrigação

∑ ( )

Caso contrário

Onde:

FD_INAD_DSSa,m é o Fator de Distribuição da Inadimplência dos Agentes Desligados Sem Sucessão para o perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”

FP_E_RPa,α,m é a Fator de participação de energia para o rateio proporcional dos votos do perfil do agente “a”, com relação ao agente principal “α”, no mês de realização da Assembleia Geral “m”

PAPRIDO é o conjunto de perfis de agente “a” que participam do rateio da inadimplência dos desligados por descumprimento de obrigações

11. O Ajuste de Inadimplência por Desligamento sem Sucessão concatena os débitos referentes à inadimplência de todos agentes desligados por descumprimentos de obrigação calculados para cada perfil de agente impactado, pelo somatório de todos os débitos destinados ao perfil de agente:





∑

Onde:

AJUINAD_DSSa,m é o Ajuste de Inadimplência por Desligamento sem Sucessão do perfil de agente “a”, no mês de apuração “m”

DEB_INAD_DSSa,α,m é o Débito de Inadimplência por Desligamento de Agentes sem Sucessão do perfil de agente “a”, referente ao agente desligado por descumprimento de obrigação “α”, no mês de apuração “m”

“ADSS” é o conjunto de agentes “α” desligados por descumprimento de obrigação

Justificativa:

A forma anterior de rateio da inadimplência dos agentes desligados por descumprimento de obrigação não considerava os perfis, de um mesmo agente, que não participam do rateio, ou seja, considerava sempre a totalidade dos perfis. A alteração faz o rateio proporcional de votos, considerando apenas os perfis de agente que participam do rateio, identificando a participação nos votos de cada perfil de agente em relação ao mercado. Além disso, para facilitar a consulta e divulgação dos dados da participação de cada perfil de agente, o ajuste do rateio da inadimplência foi inserido no valor a liquidar respectivo de cada perfil de agente, para depois ser consolidado por agente.

Módulo Ressarcimento

CCEE

45. Alterar as linhas de comando a seguir:

11. A Geração Disponível para Atendimento dos Contratos por Disponibilidade ou Contratos de Energia de Reserva por Quantidade é calculada a partir da

Parcialmente aceita A contribuição está em consonância com o item 38 do voto do Diretor Relator proferido por ocasião da conclusão das Audiências Públicas nº 061/2012 e nº 028/2013, que trataram da revisão da Resolução Normativa nº 433/2003, que estabelece os critérios e procedimentos para liberação da





Geração Final da Usina descontadas a Geração Final Fora da Ordem de Mérito e a Geração Inflexível, definida pela expressão:

( )

Onde:

G_DISPp,j é a Geração Disponível para Atendimento aos Contratos por Disponibilidade ou Contratos de Energia de Reserva por Quantidade da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

G_GFOMp,j é a Geração Final Fora da Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

Gp,j é a Geração Final da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

G_INFp,j é a Geração Inflexível da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

GFT_APTAp,j é Geração Final de Teste associado à parcela de usina “p”, proveniente de Unidades Geradoras Atestadas Como Aptas a entrar em Operação Comercial pela Aneel, por período de comercialização “j”

11.3 A Geração de Teste proveniente de unidades geradoras atestadas como apta a entrar em operação comercial é definida a partir do fator de teste de unidades aptas, aplicado na Geração

operação em teste e comercial de empreendimento de geração de energia elétrica e que é atualmente tratada na REN 583/2013, o que leva à conclusão de seu aceite visando sua implementação.

Entretanto, observa-se que o tema não havia sido apresentado na abertura da AP e, portanto, existe a necessidade de oportunizar aos geradores atingidos por tal alteração se pronunciar sobre o assunto.

Desse modo, é pertinente que a alteração proposta pela CCEE seja aceita a título precário, ao tempo que as Superintendências SEM e SRG instauram processo administrativo específico para a discussão do assunto visando ratificar ou retificar esse entendimento.

Caso, aos final das discussões, a Diretoria decida não implementar tal alteração, existe a possibilidade de ser efetuada recontabilização do período.





Final de Teste da mesma usina, de acordo com a expressão a seguir:

GFT_APTAp,j é Geração Final de Teste associado à parcela de usina “p”, proveniente de Unidades Geradoras Atestadas Como Aptas a entrar em Operação Comercial pela Aneel, por período de comercialização “j”


F_TAPTAp,j é o Fator de Teste de Unidades Geradoras Atestadas Como Aptas a entrar em Operação Comercial pela Aneel associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”

“p” é a parcela de usinas comprometida com contrato por disponibilidade

11.4 O Fator de Teste de unidades geradoras atestadas como aptas a entrar em operação comercial é a proporção da potência atestada como apta a entrar em operação comercial e o total de potência em teste, expresso por:

∑ ∑ ̅̅ ̅̅ ̅̅ ̅̅ ̅

∑ ̅̅ ̅̅ ̅̅ ̅̅ ̅





Onde:

F_TAPTAp,j é o Fator de Teste de Unidades Geradoras Atestadas Como Aptas a entrar em Operação Comercial pela Aneel associado à parcela de usina “p”, por período de comercialização “j”

CAPi,j é a Capacidade Instalada associada ao ponto de medição “i”, das unidades geradoras associadas à parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

CAP_Tp é a Capacidade Instalada Total da parcela de usina “p”

“PMAQ” é o Conjunto de Unidades Geradoras em Operação Comercial da parcela de usina “p”. Nesta expressão, considera-se o conjunto complementar, ou seja, das unidades geradoras que ainda não entraram em operação comercial

“UGACA” é o Conjunto de Unidades Geradoras Atestadas Como Aptas a entrar em Operação Comercial pela Aneel da parcela de usina “p”, durante o período de suprimento do contrato

Justificativa:

Inclusão de tratamento de repasse do efeito financeiro da contabilização proveniente da geração de teste no período em que a unidade geradora esteja na condição de apta à operação comercial, para os agentes compradores de CCEAR por disponibilidade e CER, que suportam o pagamento da receita associada à situação operacional de “apta”, visto que o agente de geração fará jus às receitas contratual fixa e variável,





conforme item 268 do voto do Diretor Relator proferido por ocasião da conclusão da Audiência Pública ANEEL nº 28/2013, que tratou da revisão da Resolução Normativa nº 433/2003, que estabelecia os critérios e procedimentos para liberação da operação em teste e comercial de empreendimento de geração de energia elétrica. A referida Resolução foi revogada pela REN ANEEL nº 583/13.

CCEE

46. Alterar a condição para as hipóteses em que, quando a usina tiver cumprido todo o seu comprometimento contratual, excetuando-se o cumprimento do saldo acumulado, ela possa realocar geração inicialmente livre para atendimento ao contrato sem a necessidade de haver lastro no mesmo montante. No caso de haver lastro, esse será destinado no limite da garantia física não comprometida com contratos regulados da geração realocada.

71. O cálculo do Percentual de Realocação da Geração Disponível ocorre quando o montante anual da Garantia Física Ajustada pelas Perdasfornecer um valor menor que o Total de Geração Preliminar para atendimento ao Produto, onde o Percentual de Realocação de Geração Disponível é a razão da Geração Disponível Livre e Percentual declarado para Atendimento ao Produto e a Geração Disponível. Caso contrário é expresso pela razão obtida entre a Geração Realocada para Ambiente Regulado com Lastro Associado e a Geração Disponível para Atendimento aos produtos determina o percentual de geração disponível da usina a ser realocada do ambiente livre para atendimento à contratos do ambiente regulado, considerando a possibilidade de atendimento ao saldo acumulado com geração mesmo quando não houver lastro, dado por:

Se:

Não aceita A condição deve ser alterada conforme a seguir:

71. O cálculo do Percentual de Realocação da Geração Disponível, ocorre quando o montante anual da Garantia Física Ajustada pelas Perdas fornecer um valor menor que o Total de Geração Preliminar para atendimento ao Produto, onde o Percentual de Realocação de Geração Disponível é a razão da Geração Disponível Livre e Percentual declarado para Atendimento ao Produto e a Geração Disponível. Caso contrário é expresso pela razão obtida entre a Geração Realocada para Ambiente Regulado com Lastro Associado e a Geração Disponível para Atendimento aos produtos, dado por é calculado pela razão entre a geração realocada do ambiente livre para atendimento do contrato regulado, sem limitação pelo lastro disponível, e a Geração Disponível, quando a Geração Final da Usina no ano for maior que o montante anual da sua Garantia Física. Isso permite que o agente destine geração sem necessidade de lastro para a criação do Saldo Acumulado nessa condição. Caso contrário, o percentual é expresso pela razão obtida entre a geração realocada com lastro associado e a geração disponível da usina, conforme a seguinte expressão:

Se:

∑





∑ ∑

∑ ∑ (

)

∑

Então:

(∑ )

∑

Caso contrário:

∑

Onde:

GFp é a Garantia Física da parcela de usina “p”

M_HORASm é a Quantidade de horas no mês de apuração “m”

G_TOT_PREp,t,l,m é o Total de Geração Preliminar da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

∑ ∑

Na condição proposta pela CCEE, haveria possibilidade de a usina ter garantia física livre em meses posteriores à alocação da geração para o saldo sem a utilização do lastro em um determinado mês de referência “m”.

Em outras palavras, a geração poderia ser destinada sem lastro em momento anterior, e em seguida o agente consegue ter lastro livre para venda no ambiente livre, durante um mesmo ano.

Dessa forma, para corrigir tal distorção, o agente somente entregará energia para o saldo, sem necessidade de lastro, somente após a usina apresentar geração (independente de geração entregue ao contrato), maior que sua garantia física.





QEC_CCEARp,t,l,fCCEARé a Quantidade de Energia

Comprometida com Produtos Negociados em Contratos por Disponibilidade do CCEAR da parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no ano de apuração “fCCEAR”

SAFp,t,l,f CCEAR é o Saldo Acumulado Final , destinado

para o atendimento das obrigações do contrato de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no ano de apuração “fCCEAR”

PR_Gp,t,l,m é o Percentual de Realocação da Geração Disponível da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

G_DISP_ACL_PREp,j é a Geração Disponível Livre Preliminar da parcela de Usina “p”, no período de comercialização “j”

PD_PRODp,t,l,m é o Percentual Declarado para Atendimento ao Produto, da parcela de usina “p”, para o produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

G_DISPp,j é a Geração Disponível para Atendimento aos Contratos por Disponibilidade ou Contratos de Energia de Reserva por Quantidade da parcela de Usina “p”, no período de comercialização “j”

GRAR_CLAp,t,l,m é a Geração Realocada para Ambiente Regulado com Lastro Associado, da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

“TLP” é o conjunto dos produtos “t”, em que a parcela da usina “p”, está comprometida com o leilão “l”

“LP” é o conjunto de leilões “l”, em que cada





parcela da usina “p” está comprometida

CCEE

47. Como geração preliminar que será destinada para atender o produto regulado, considerando a geração destinada no mês de referência, foi considerado G_DISP como geração que será alocada ao produto por meio de seu percentual inicial de comprometimento, visto que essa alocação é a padrão (desconsiderando realocações) de geração para atender os produtos regulados.

72. Para o cálculo do Total de Geração Preliminar é aplicado o Percentual Preliminar de Comprometimento sobre a geração preliminar somado ao total de geração destinada para atendimento ao produto, conforme equação abaixo:

(∑

∑

)

Onde:

G_TOT_PREp,t,l,m é o Total de Geração Preliminar da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

G_TOT_PRODp,t,l,m-1 é o Total de Geração Destinada para Atendimento ao Produto, de cada parcela de usina “p”, referente ao produto “t”, do leilão “l”, do mês de apuração anterior “m-1”

G_DISP_ACL_PREp,j é a Geração Disponível Livre Preliminar da parcela de Usina “p”, no período de comercialização “j”

Não aceita A linha de comando deverá ser excluída em razão da alteração promovida na contribuição anterior.





G_DISPp,j é a Geração Disponível para Atendimento aos Contratos por Disponibilidade da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

PCP_PRODp,t,l,m é o Percentual Preliminar de Comprometimento com Produtos da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

CCEE

48. A Realocação Excedente de Garantia Física deve limitar a garantia física realocada para não destinar mais lastro que geração em eventuais realocações para atendimento ao produto. Dessa forma, a alteração faz com que o acrônimo GF_RLC_EXCD considere o valor mínimo entre a realocação inicial e a quantidade necessária para atender o produto. Dessa forma, é necessária a alteração do numerador do PR_GF, para que ele represente a proporção do lastro efetivamente realocado (acrônimo GF_RLC_EXCD).

73.1 (e 33.1) O Percentual de Realocação da Garantia Física Apurada é expresso pela razão obtida entre a Geração Realocada para Ambiente Regulado com Lastro Associado, considerando a Realocação Excedente de Garantia Física, e a Garantia Física Apurada para Atendimento aos produtos, conforme equação abaixo:

∑

Onde:

PR_GFp,t,l,m é a o Percentual de Realocação da Garantia Física Ajustada da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

Aceita Deverá ser alterar a linha de comando 33.1 e 33.1.1 para refletir a correção destacada nesta contribuição para a fonte biomassa.






GF_RLC_EXCDp,t,l,m é a Realocação Excedente de Garantia Física, da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

GFISp,j é o Garantia Física Apurada da parcela de Usina “p”, no período de comercialização “j”

73.1.1 (e 33.1.1) A Realocação Excedente de Garantia Física apura o montante de Garantia Física que é alocada além do necessário limita o montante de Garantia Física para lastrear a geração realocada ao produto, de forma a não ser destinada mais Garantia Física que o necessário, e é definida conforme a seguinte expressão:

(

)

( )

Onde:

GF_RLC_EXCDp,t,l,m é a Realocação Excedente de Garantia Física, da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”





G_PD_PRODp,t,l,m é a Geração Preliminar Destinada ao Atendimento do Produto, da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”


QNA_PRODp,t,l,m é a Quantidade de Energia Necessária para Atendimento ao Produto, de cada parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no mês de apuração “m”

CCEE

49. As dimensões do acrônimo PLD_QD_REOL foram alteradas para contemplar o caso de usinas que possam estar comprometidas com pares produto/leilão que possuem quadriênios apurados em datas diferentes. Caso a dimensão seja “p”, ”q”, pode haver duplicidade de dados no acrônimo, pois para um mesmo par “p”, “q” pode haver dois resultados diferentes, de modo que foram incluídas as dimensões “t” e “l” (produto, leilão).

Aceita

CCEE

50. As dimensões do acrônimo PLD_ANUAL_REOL foram alteradas para contemplar o caso de usinas que possam estar comprometidas com pares produto/leilão que possuem anos (1º ano, 2º ano, etc) apurados em datas diferentes. Caso a dimensão seja “p”, ”f”, pode haver duplicidade de dados no acrônimo, pois para um mesmo par “p”, “f” pode haver dois resultados diferentes, de modo que foram incluídas as dimensões “t” e “l” (produto, leilão).

Aceita

CCEE 51. Ajustar a linha de comando 44 para refletir a ponderação na obrigação de entrega horária (OBE_H_PROD).

Aceita





44. A Obrigação Mensal de Entrega de Energia é determinada a partir da verificação da completa motorização até o primeiro dia do ano contratual. Caso a usina esteja totalmente motorizada, a obrigação será de acordo com a definida no contrato, caso contrário o valor da obrigação de entrega será o próprio montante sazonalizado do contrato, considerando também a isenção proporcional da obrigação para as usinas atestadas pela Aneel como aptas a entrar em operação comercial, conforme as seguintes equações:

Se a completa motorização da usina ocorrer até 1º dia do ano de apuração “fCCEAR”:

Caso contrário:

Onde:

OBE_PRODp,t,l,e,m é a Obrigação Mensal de Entrega de Energia associado ao CCEAR por Disponibilidade da parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, do contrato com a distribuidora “e”, no mês de apuração “m”

OBE_PROD_Cp,t,l,e,m é a Obrigação de Entrega de Energia definida no Contrato da parcela de usina “p”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, do contrato com a distribuidora “e”, no mês de apuração “m”

M_HORASm é a Quantidade de Horas no mês de apuração “m” compreendida no período de vigência do





contrato

QMe,m é a Quantidade Sazonalizada do Contrato “e”, no mês de apuração “m”

F_AOCp,m é o Fator de Apta a entrar em Operação Comercial da usina “p”, no mês de apuração “m”

ENEVA

52. Ajustar a seção “2.4.2. Detalhamento do Cálculo do Comprometimento das usinas termelétricas, exceto Biomassa com modalidade de despacho do tipo IB, IIB e III, comprometidas com CCEAR referentes à leilões realizados a partir de 2011”, página 61, pois para os leilões a partir de 2011 deve-se alocar toda a geração acima da disponibilidade máxima contratual a parcela de geração da usina no ACL(G_DISP_ACL).

Justificativa:

Compatibilizar a obrigação de entrega de energia com o contrato, LEN A-3/2011, subcláusula 6.3 com a destinação da geração da usina ao contrato.

Já prevista Para os leilões posteriores a 2011, lança-se a obrigação de entrega para o vendedor independentemente de sua geração. Dessa forma, qualquer geração acima dessa obrigação pode ser destinada pelo agente ao ACL, sem necessidade de tratamento específico nas regras.

NEOENERGIA

53. Ajustar o módulo de Ressarcimento:

87. Exclusivamente para usinas termelétricas a biomassa com Modalidade de Despacho tipos IB, IIB ou III, comprometidas com CCEAR por Disponibilidade, provenientes de leilões realizados antes de 2011, será calculada uma eventual parcela de energia contratada que não foi efetivamente entregue, sendo esse montante correspondente à diferença entre os compromissos contratualis mensais anual e a geração destinada para atendimento a esses contratos, apuradas no mês de Dezembro de cada ano, e precificada ao PLD médio de cada mês do ano de apuração, com a finalidade de recompor financeiramente os custos incorridos pelas Distribuidoras no Mercado de Curto Prazo em função do não cumprimento do compromisso contratual anual. Esse valor será pago somente no mês de dezembro de cada ano pelo agente proprietário da usina.

Não aceita Os contratos provenientes de leilões realizados antes de 2011 não definem montantes mensais de obrigação de entrega de energia.





Justificativa: Garantir a correta precificação da insuficiência de geração para os meses em que a distribuidora adquiriu esta energia no MCP na modalidade térmicas no ACR (antigo Condomínio Virtual).

CCEE

54. Ajustar a redação das linhas de comando a seguir para explicitar que o tratamento em questão é aplicável a usinas térmicas, estando as eólicas excluídas.

119. A Quantidade de energia necessária para atendimento da inflexibilidade comprometida em contratos dos produtos de leilões em que a usina participou, é definida para todas as usinas não hidráulicas térmicas comprometidas com CCEAR por Disponibilidade realizados antes de 2011, exceto usinas termelétricas a biomassa com Modalidade de Despacho tipos IB, IIB ou III, e leva em conta as seguintes premissas:

120.2 O Fator de Ajuste da Inflexibilidade em função da geração inflexível comprometida em produtos e leilões é calculado para usinas não hidráulicas térmicas comprometidas com CCEAR por Disponibilidade realizados antes de 2011, exceto usinas termelétricas a biomassa com Modalidade de Despacho tipos IB, IIB ou III, e corresponde ao montante de energia necessária para atendimento de tais compromissos em relação à Geração Inflexível Mensal da usina no mês de apuração. Este fator é limitado a valores de “zero” à “um”, conforme a seguinte expressão:

Aceita

Módulo Garantia Física

CCEE 55. Incluir quadro “importante” para tratamento do cálculo de Garantia Física de forma proporcional para usinas que entrarem

Aceita





em operação comercial ao longo de um determinado mês, na linha de comando 10.

10. Para usinas hidráulicas participantes do MRE, a Garantia Física Apurada da usina equivale à Garantia Física Modulada Ajustada em Função das Perdas da Rede Básica. Expresso no período de comercialização por: (...)

Importante:

Para as usinas com GF que entrarem em operação comercial ao longo de um mês de apuração de um determinado ano de referência, a quantidade de horas será proporcional ao intervalo correspondente desde a data de entrada em operação comercial até o final do mês em questão.

CCEE

56. Incluir quadro “importante” na linha de comando 12, prevendo ajuste para tratamento do cálculo de Garantia Física de forma proporcional para usinas com publicação de sua Garantia Física ao longo de um determinado mês.

Importante:

Para as usinas cujas Garantias Físicas forem definidas pelo MME para vigorar durante um determinado mês de apuração, a Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro e a Quantidade de Horas do mês serão proporcionais, considerando apenas os períodos posteriores à vigência dessa Garantia Física.

Aceita

CCEE

57. Incluir quadro “importante” na linha de comando 13, prevendo tratamento do cálculo de Garantia Física de forma proporcional para usinas com publicação de sua Garantia Física ao longo de um determinado mês.

Importante:

Para as usinas cujas Garantias Físicas forem definidas pelo MME para vigorar durante um determinado mês de apuração, a Garantia Física Sazonalizada para fins de Lastro

Aceita





e a Quantidade de Horas do mês serão proporcionais, considerando apenas os períodos posteriores à vigência dessa Garantia Física.

CCEE

58. Ajustar o quadro “importante” da linha de comando 19, para tratamento do cálculo da revisão de Garantia Física de forma proporcional para as usinas que não sazonalizaram eventual diferença com a publicação de sua Garantia Física ao longo de um determinado mês. Para as usinas que sazonalizaram tal diferença, a mesma estará considerada na sazonalização já efetuada pelo agente.

Importante:

A sazonalização da parcela de aumento ou redução de garantia física realizada pelo agente é representada no mesmo acrônimo “QM_GF_LAS_PREp,m”, considerando o montante de garantia física já sazonalizado como mínimo no caso de aumento e como máximo no caso de redução.

Caso o aumento ou redução da Garantia Física ocorra durante um determinado mês e o agente proprietário da usina não realize a sazonalização da diferença dentro dos prazos estabelecidos em Procedimento de Comercialização específico, essa diferença será sazonalizada seguindo o perfil de sazonalização do restante de Garantia Física da usina, respeitando a proporcionalidade de horas de cada mês.

Aceita

CCEE

59. Incluir quadro “importante” na linha de comando 22, para tratar o cálculo de Garantia Física de forma proporcional para usinas com final de concessão ou que aderirem ao MRE ao longo de um determinado mês do ano de referência.

22. Para as usinas que não sazonalizaram suas Garantias Físicas para fins de aplicação do MRE, a Garantia Física Preliminar é determinada conforme curva de sazonalização das usinas que efetuaram sazonalização, de acordo com a

Aceita





expressão a seguir: (...)

Importante:

Para as usinas com final de concessão durante o ano de referência, que não sazonalizarem suas garantias físicas de janeiro até o mês anterior ao mês de final de concessão, tanto a quantidade de horas quanto o fator de sazonalização do MRE serão proporcionais para este intervalo. A mesma proporcionalidade também é feita para a sazonalização da garantia física desde o mês de final de concessão até dezembro do ano de referência. Este tratamento é dado para garantir que o montante em MWh seja proporcional a cada um destes períodos (antes e depois do final de concessão).

Para as usinas que aderirem ao MRE ao longo de um mês de apuração de um determinado ano de referência, a quantidade de horas será proporcional ao intervalo correspondente desde a data de entrada no MRE até dezembro do ano de referência.

NEOENERGIA

60. Propor a exclusão do limite mínimo de sazonalização para usinas comprometidas com CCEARs por quantidade, cuja fonte de geração seja proveniente de energia incentivada especial ou convencional especial, do Módulo de Regras de Comercialização de Garantia Física vigentes a partir de janeiro de 2014, em linha com a diretriz descrita pela SEM/ANEEL na NT 135/2013, na AP 105/2012.

4.1.1. Detalhamento do processo de Sazonalização de Garantia

Física para fins de Lastro

(...)

Sazonalização de Garantia Física das Demais Usinas 18. Para usinas comprometidas com contratos do ambiente regulado, conforme listado abaixo, é estabelecido um limite

Parcialmente aceita A despeito de concordar no mérito com a solicitação, visto que o período de análise das contribuições é posterior ao prazo limite para sazonalização pelos agentes (dezembro de 2013), decidiu-se pelo tratamento da referida alteração em outra versão de Regras a ser aprovada em 2014.





mínimo mensal de sazonalização da Garantia Física correspondente ao montante de garantia física comprometida com esses contratos:

Usinas comprometidas com CCEARs por disponibilidade;

Usinas comprometidas com CERs; e Usinas comprometidas com CCEARs por quantidade,

cuja fonte de geração seja proveniente de energia incentivada especial ou convencional especial.

Módulo Reajuste da Receita de Venda de CCEAR

CCEE

61. Tendo em vista que a cláusula 5.8.1 do CCEAR do 12º LEN, fonte Gás Natural, estabelece a aplicação mensal de multa por não fechamento do ciclo combinado da usina, entende a CCEE que a penalização das usinas deve ser realizada pela própria ANEEL, por carecer esta Câmara de atribuição e informações técnicas para apuração da mencionada penalidade. A exemplo do que ocorre com a aplicação das multas por não envio de dados de medições anemométricas e climatológicas pelos agentes de geração de fonte eólica, a CCEE apenas recebe as informações da EPE e notifica os geradores eólicos acerca da aplicação das multas previstas no respectivo CER, aplicando/cobrando as sanções financeiras, quando informado o descumprimento pela EPE. Como visto, a CCEE atua como mera aplicadora da multa em questão, sendo atribuição da EPE a prévia apuração da referida penalidade. Nessa mesma linha, o marco temporal que faz cessar a aplicação da penalidade, ou seja, o completo fechamento do ciclo combinado, seria também objeto de despacho emitido pela ANEEL, para que a CCEE possa interromper a aplicação da penalidade em questão, considerando que esta Câmara não possui informações para a tomada da decisão.

Parcialmente aceita A SEM recomendará à Diretoria da ANEEL que dê comando à Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração (SFG) para emissão de Despacho informando a conclusão do fechamento de ciclo combinado da usina. Assim, a CCEE deverá calcular e aplicar a penalização conforme estabelecido nos respectivos contratos.





CCEE

62. Incluir a linha de comando a seguir:

41.2.2 A Capacidade Instalada comprometida com Produto equivale à própria Potência Instalada da usina, uma vez que as unidades geradoras relacionadas à expansão são modeladas em nova parcela de usina, no âmbito das Regras de Comercialização:

Onde:

CAP_PRODi,t,l,j é a Capacidade Instalada comprometida com Produto em cada unidade geradora “i”, comprometida com o produto “t”, do leilão “l”, no período de comercialização “j”

CAPi,j é a Potência Instalada em cada unidade geradora “i”, no período de comercialização “j”

Justificativa:

A CCEE propõe que a expansão de usinas seja modelada separadamente, de forma que o CAP_PROD passe a ser um dado calculado, sendo o mesmo valor do CAP.

Aceita

CCEE

63. Alterar a linha de comando 65:

65. Para as usinas comprometidas com leilões de energia nova realizados antes depois de 2011, se a Garantia Física destinada ao contrato não foi suficiente para atender a parcela da usina em atraso, a receita fixa reduzida é determinada pela Receita Fixa ajustada, referente ao atraso apurado, e pela aplicação do preço da energia sobre o montante em atraso:

Aceita





Justificativa:

Equação criada para incluir tratamento específico para os produtos por quantidade negociados no 12º LEN, que visa a corrigir a aplicação da equação somente para usinas comprometidas com leilões de energia nova realizados depois de 2011.

CCEE

64. Alterar a linha de comando 76.4:

76.4 O total da geração da parcela variável final é obtido de acordo com a seguinte equação:

Onde:

GPVFp,j é o Geração da Parcela Variável Final da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

GPVF_DOMPp,j é o Geração da Parcela Variável Final por Ordem de Mérito da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

GPVF_ESSp,j é o Geração da Parcela Variável Final por Encargos de Serviços de Sistema da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

GPVF_EREp,j é o Geração da Parcela Variável Final por Encargos Segurança Energética da parcela de usina “p”, no período de comercialização “j”

GFT_APTAp,j é Geração Final de Teste associado à parcelade usina “p”, proveniente de Unidades Geradoras Atestadas Como Aptas a entrar em Operação Comercial pela Aneel, por período de

Parcialmente aceita Vide contribuição 45.





comercialização “j”

Justificativa:

Inclusão de tratamento de repasse do efeito financeiro da contabilização proveniente da geração de teste no período em que a unidade geradora esteja na condição de apta à operação comercial, para os agentes compradores de CCEAR por disponibilidade e CER, que suportam o pagamento da receita associada à situação operacional de “apta”, visto que o agente de geração fará jus às receitas contratual fixa e variável, conforme item 26 do voto do Diretor Relator proferido por ocasião da conclusão da Audiência Pública ANEEL nº 28/2013, que tratou da revisão da Resolução Normativa nº 433/2003, que estabelecia os critérios e procedimentos para liberação da operação em teste e comercial de empreendimento de geração de energia elétrica. A referida Resolução foi revogada pela REN ANEEL nº 583/13.

CCEE

65. Ajustar a linha de comando 111:

111. Para os demais leilões, a atualização do ICB é obtida de acordo com as seguintes equações:

Se o mês de apuração for o mês de referência definido no CCEAR (Tabela 3):

Caso contrário:

Onde:

ICB_Ap,t,l,e,m é o Índice de Custo Benefício atualizado da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”, do contrato “e”, no mês de apuração “m”

Aceita





ICBp,t,l é o Índice de Custo Benefício do Leilão da parcela de usina “p”, para cada produto “t”, do leilão “l”

VP_IPCAl,m é a Variação Percentual do IPCA para, o leilão “l”, no mês de apuração “m”

“muat” refere-se ao mês do último reajuste tarifário da distribuidora compradora

Justificativa:

Alteração necessária para adequação dos CCEARs do 12º LEN, de fontes biomassa e eólica, nos quais a atualização do ICB deve ocorrer no mês de referência janeiro.

ENEVA

66. Utilizar a equação definida nos contratos por disponibilidade pós 2011, a saber subcláusula 7.3.2 do CCEAR A-5/2012 Gás Fechamento, para a linha de comando 67 do módulo de RRV. Nos contratos a partir de 2011, a parcela variável vem sendo determinada por uma equação algébrica, o que facilita a compreensão por parte dos agentes e define de modo objetivo as obrigações e direitos pactuados no contrato.

Justificativa:

1) Aderência das regras de comercialização ao contrato. Tomemos com exemplo a minuta do CCEAR por disponibilidade do último LEN A-5/dez-2013, nas subcláusulas 6.6 e 6.12 da minuta do CCEAR produto gás natural define-se a disponibilidade máxima contratual, através de uma equação algébrica, nos bornes dos geradores sem nenhuma menção de subtração de perdas da rede básica e/ou internas.

Mais adiante, na subclásula 7.3.2 define-se a parcela variável sobre a disponibilidade máxima contratual, novamente nos bornes dos geradores, sem nenhum desconto de perdas.

Pede-se que as regras de comercialização adotem a mesma equação algébrica da parcela variável pactuada nos contratos.

Não aceita As perdas da rede básica devem ser consideradas pelo agente

no momento da comercialização de energia.

5.3. As PARTES concordam que será de inteira responsabilidade do VENDEDOR arcar com todos os riscos, obrigações e responsabilidades, TRIBUTOS, tarifas e encargos, de conexão, de uso dos sistemas de transmissão e de distribuição, e aqueles relativos às perdas elétricas devidas e/ou verificadas entre a USINA e o CENTRO DE GRAVIDADE do SUBMERCADO onde a USINA estiver localizada.





2) Aderência aos parâmetros do leilão: ICB. O ajuste na parcela variável mantem a coerência com os parâmetros do leilão: COP e CEC, que são calculados nos bornes dos geradores sem nenhum desconto de perdas internas e/ou de rede básica. Caso contrário, o COP e CEC seriam menores por conta do desconto das perdas internas e/ou da rede básica e, por conseguinte para um mesmo ICB os geradores (vendedores) teriam direito a uma Receita Fixa maior.

Módulo Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST

CCEE

67. Alterar a linha de comando 9 conforme a seguir:

9 Os saldos de energia incentivada disponíveis atualizados para a utilização no mês de apuração são calculados verificando, nos 11 meses anteriores ao mês de apuração, os saldos formados (recurso subtraído do requisito), descontados do saldo formado sem desconto associado (vide linha de comando 20) e do utilizado, conforme expressão:

(

( ∑

)

)

Aceita





Onde:

SALDO_DISP_Aa,m,mr é o Saldo Disponível Atualizado do perfil de agente “a” no mês de apuração “m” referente ao mês de referência de formação de saldo “mr”

RECURSO_EIa,m,mr é o Recurso de Energia Incentivada do perfil de agente “a”, mês de apuração “mr” no mês de apuração “m”, relativo ao mês de referência de formação de saldo “mr”

REQUISITO_EIa,m,mr é o Requisito de Energia Incentivada do perfil de agente “a”, mês de apuração “mr” no mês de apuração “m”, relativo ao mês de referência de formação de saldo “mr”

SALDO_DISP_CONVa,m,mr é o Saldo sem Desconto Associado do perfil de agente “a”, mês de apuração “mr” no mês de apuração “m”, relativo ao mês de referência de formação de saldo “mr” (Vide linha de comando 20)

SALDO_UTILa,m,mr é o Saldo Utilizado do perfil de agente “a” no mês de apuração “m” referente ao mês de referência de formação de saldo “mr” (Vide linha de comando 11.1)

SALDO_UTIL_ANTa,m,mr é Total dos Saldos de Energia Incentivada Utilizados nos Meses Anteriores ao de Apuração, do perfil de agente “a”, do mês de apuração “m”, relativo ao mês de referência de formação de saldo “mr”

ADDCS_DCa,m,mr é o Ajuste Decorrente de Deliberação do CAd, considerado como Saldo, para Apuração do Desconto do perfil de agente “a” no mês de apuração “m” referente ao mês de referência de formação de saldo “mr”

“mr” representa o mês de referência de formação de saldo, compreendendo o intervalo de meses de “m-11” a “m-1”

11M é o conjunto de 11 meses que antecedem o mês de apuração “m” (“m-11” a “m-1”).





9.1 Os totais dos saldos de energia incentivada já utilizados nos meses anteriores ao de apuração são calculados conforme expressão a seguir:

∑

Onde:

SALDO_UTIL_ANTa,m,mr é Total dos Saldos de Energia Incentivada Utilizados nos Meses Anteriores ao de Apuração, do perfil de agente “a”, do mês de apuração “m”, relativo ao mês de referência de formação de saldo “mr”

SALDO_UTILa,m,mr,mrus é o Saldo de Energia Incentivada Utilizado do perfil de agente “a”, do mês de apuração “m”, relativo ao mês de referência de formação de saldo “mr” que foram utilizados nos meses “mrus”

“mr” representa o mês de referência de formação de saldo, compreendendo o intervalo de meses de “m-11” a “m-1”

“mrus” representa o mês em que o saldo foi utilizado para cada mês de referência de formação de saldo “mr”, compreendendo o intervalo de meses de “mr+1” a “m-1”. Para “mr = m-1”, não há “mrus”

Justificativa: Alteração algébrica para explicitar a quantidade de saldos de energia incentivada já utilizados nos meses anteriores. Na versão das Regras de Comercialização enviada para abertura da AP calcula os saldos de energia incentivada já utilizados,embutidos no cálculo do acrônimo SALD_DISP_A, pela parcela :





∑

A modificação algébrica calcula ossaldos de energia incentivada já utilizados em um acrônimo específico, para depois ser embutido no cálculo do SALD_DISP_A, facilitando a transparência da informação:

∑

CCEE

68. Ajustar a linha de comando 18, conforme a seguir:

18 Para ajustar o valor do percentual de desconto calculado pelo processamento da matriz, através da alteração proporcional da quantidade de saldo formado, deve-se definir primeiramente qual o percentual de desconto que servirá de base de correção.

18.1 Para os agentes vendedores os perfis de agentes com desconto predefinido, como os perfis de comercialização incentivados de comercializadores e produtores independentes, o percentual de desconto associado ao saldo incentivado será o percentual associado ao perfil de comercialização (50%, 80% ou 100%), conforme expressão abaixo:

Onde:

PERC_DESC_SALDOa,m é o Percentual de Desconto Associado ao Saldo Incentivado do perfil de agente “a” no

Parcialmente aceita Nas linhas de comando 18.1 e 18.2 deverão ser incluídas ressalvas relativas ao registro de contratos entre perfis, aos quais o desconto não será atualizado para o desconto original do perfil.

Vide justificativa à contribuição 18 de quadro de contribuição.





mês de apuração “m”

DESC_ASSOC_PERFILa é o Percentual de Desconto Associado ao Perfil de Comercialização do perfil de agente “a”

18.2 Para os demais agentes, o percentual de desconto associado ao saldo será o pretendido nos contratos de compra, definido pela quantidade contratada ponderada pelo percentual de desconto associado ao perfil do agente vendedor (50%, 80% ou 100%) perfis de agentes que não possuem desconto predefinidos, como os perfis de comercializador varejista de consumo ou de consumidor livre e especial, o percentual de desconto associado ao saldo será o resultante da matriz de desconto, conforme expressão abaixo:

∑ (∑

)

∑ ∑

Onde:

PERC_DESC_SALDOa,m é o Percentual de Desconto Associado ao Saldo Incentivado do perfil do agente comprador “a” no mês de apuração “m”

DESC_CCEIa,m é o Desconto Final do perfil de agente “a” no mês de apuração “m”

ADDC_DESCa,m é o Ajuste Decorrente de Deliberação





do CAd, considerado como Percentual de Desconto associado ao lastro adquirido do perfil de agente “a” no mês de apuração “m”

DESC_ASSOC_PERFILav,e é o Percentual de Desconto Associado ao Perfil de Comercialização do perfil de agente vendedor “av” do contrato “e”

“ECA” é o conjunto de contratos de compra do perfil de agente “a”

“ECI” é o conjunto de contratos de comercialização de energia incentivada

Justificativa:

Na versão das Regras de Comercialização enviada para abertura da AP, o Percentual de Desconto Associado ao Saldo de Energia Incentivado, para perfis de agente com desconto predefinido (perfis de agentes vendedores), é o percentual associado ao perfil de comercialização (50%, 80% ou 100%). No caso dos demais agentes (consumidores), o desconto associado é definido pela quantidade contratada ponderada pelo percentual de desconto associado ao perfil do agente vendedor. Porém, com a possibilidade de cessão de montante por consumidores e a venda por comercializadores varejistas que representam cargas, tais “novos agentes vendedores” não possuem percentual desconto associado ao perfil, sendo este o percentual de desconto resultante da matriz de desconto Logo, a alteração algébrica visa a atribuir o desconto associado ao perfil do agente consumidor e do comercializador varejista como o desconto resultante de matriz de desconto.

Módulo Regime de Cotas de Garantia Física

CCEE 69. Ajustar a linha de comando 13 e o respectivo dado de entrada:

Aceita





13. A Receita Fixa Mensal Preliminar do agente responsável por usina nuclear é a receita anual, divulgada pela Aneel, dividida em parcelas mensais, conforme a expressão:

Onde:

RFP_CCENa,m é a Receita Fixa Mensal Preliminar dos Contratos de Cotas de Energia Nuclear, do perfil de agente gerador vendedor “a”, por mês de apuração “m”

RF_CCENa,fCCEN é a Receita Fixa dos Contratos de Cotas de Energia Nuclear, do perfil de agente vendedor “a”, por ano de apuração “fCCEN”

MESES_AT_CCENa,fCCENé o Número de Meses do Ano Tarifário dos empreendimentos de geração comprometidos com Contratos de de Cotas de Energia Nuclear, do perfil de agente vendedor “a”, por ano de apuração “fCCEN”

“fCCEN” é o ano tarifário do empreendimento de geração nuclear

2.2.2 Dados de Entrada da Apuração da Receita de Venda da Cotas

Número de Meses do Ano Tarifário do CCEN

Descrição

Número de Meses do Ano Tarifário dos empreendimentos de geração comprometidos com Contratos de Cotas de Energia Nuclear, do perfil de agente vendedor “a”, por ano de apuração “fCCEN”

Unidade n.a.





de Energia NuclearMES

ES_AT_CCEN

a,fCCEN

Fornecedor CCEE

Valores Possíveis

Positivos

Justificativa:

Considerando que a vigência da Receita Fixa definida pela ANEEL pode ser diferente do ano civil, podendo ter duração diferente de 12 meses, a alteração visa a adaptar as Regras para qualquer vigência de Receita que venha a ser determinada, por meio da substituição do denominador do acrônimo RFP_CCENa,m, pelo novo acrônimo MESES_AT_CCENp,fCCEN, de forma análoga ao definido para CCGF.

CCEE

70. Incluir filtro na linha de comando 14.1, para cálculo somente no mês de revisão da receita do empreendimento de geração nuclear quando esse acrônimo é utilizado: 14.1 Uma vez que a revisão da receita do agente responsável por empreendimento de geração nuclear pode acontecer durante o mês, é necessária uma adequação no valor mensal de modo a considerar de forma ponderada os valores anteriores à revisão vigente no mês de apuração. O Fator de Adequação do Reajuste é calculado somente no mês de revisão da receita do empreendimento de geração nuclear e representa a proporção das horas do mês até o momento da revisão:

Aceita Revisão/reajuste da receita.

CCEE

71. Ajustar a equação da linha de comando 17:

17. A Garantia Física Total, Descontadas as Perdas consolida os montantes mensais apurados e é base para apuração tanto da parcela variável, quanto para o ressarcimento, de acordo com a seguinte equação:

Aceita





∑ ∑ ∑ (

( )) ∑

Justificativa:

Correção da referência do ano a ser utilizado, uma vez que tais cálculos são realizados no mês de janeiro, considerando os meses do ano civil anterior.

Inclusão do cálculo da antiga linha de comando 18 (GF_CCEN) no cálculo do acrônimo TGF_CCEN, para evitar inconsistências temporais de dados advindos da apuração do módulos vermelhos das Regras de Comercialização.

CCEE

72. Excluir o cálculo para que o mesmo seja considerado diretamente na linha de comando 17 (acrônimo TGF_CCEN):

17.1 A Garantia Física, descontada as perdas da Rede Básica e consumo interno das usinas participantes da comercialização de energia nuclear, é determinada mensalmente de acordo com a seguinte equação:

∑ (

( ))

Aceita





CCEE

73. Ajustar a referência de ano da linha de comando 18:

18. A Parcela Variável consiste em pagamento anual adicional, referente ao rateio do montante financeiro associado à geração verificada acima da Garantia Física, Descontadas as Perdas, conforme o equacionamento:

Se ∑ ∑ , então:

(∑ ∑

)

Caso contrário:

Justificativa:


Aceita

CCEE

74. Alterar a linha de comando 18.1 e inclusão de quadro importante:

∑

∑

Importante:

O cálculo do Preço Médio Anual será realizado apenas no mês

de referência janeiro de cada ano de apuração “f”.

Justificativa:

Correção da referência do ano a ser utilizado, uma vez que tais cálculos são realizados no mês de janeiro, considerando os

Aceita





meses do ano civil anterior.

Incluído filtro para cálculo somente no mês de janeiro quando esse acrônimo é utilizado.

CCEE


20. A Receita Variável Mensal deverá ser recebida pelo agente vendedor em parcelas duodecimais, durante o ano seguinte, e é expressa de acordo com a expressão a seguir:

Justificativa:


Aceita

CCEE

76. Ajustar a referência de ano da linha de comando 21:

21. Na eventualidade de o montante de geração verificada no ano ser inferior à Garantia Física, Descontadas as Perdas, é apurado um ressarcimento do agente responsável pelo empreendimento de geração nuclear, de acordo com o descrito na seguinte expressão:

Se ∑ ∑ , então:

Aceita





(( ∑ ∑

)

á ( ))

Caso contrário:

Justificativa:


CCEE

77. Alterar a linha de comando 21.1 e inclusão de quadro importante:

21.1. O Preço associado à Receita Fixa Anual é o valor em Reais de cada Megawatt-hora relativo à Receita Fixa do agente vendedor de energia nuclear e é expresso pela seguinte equação:

∑

∑

Importante:

Aceita





O cálculo do Preço associado à Receita Fixa Anual será realizado apenas no mês de referência janeiro de cada ano de apuração “f”.

Justificativa:


Incluído filtro para cálculo somente no mês de janeiro quando esse acrônimo é utilizado.

CCEE


22. O Ressarcimento Mensal associado ao CCEN deverá ser pago pelo agente vendedor em parcelas duodecimais, durante o ano seguinte, e é expresso de acordo com a expressão a seguir:

Justificativa:


Aceita

CCEE

79. Alterar a linha de comando 24:

24. O Valor de Impostos e Contribuições da Receita Fixa associado à Receita Fixa do CCEN é obtido somente para os distribuidores cotistas que possuem tratamento diferenciado no recolhimento de impostos e contribuições, de acordo com a seguinte equação:

Aceita





(

( ) )

Onde:

VIC_RF_CCENa,m é a Valor de Impostos e Contribuições da Receita Fixa associado à Receita Fixa do CCEN, por perfil de agente de distribuição cotista “a”, no mês de referência “m”

RFM_CCENa,m é a Receita Fixa Mensal dos Contratos de Cotas de Energia Nuclear, do perfil de agente de distribuição “a”, no mês de apuração “m”

PIC_CCENa,m é o Percentual de Impostos e Contribuições associado ao CCEN, do perfil de agente de distribuição “a”, no mês de apuração “m”

“a*” é o perfil de agente vendedor do Contrato de Cotas de Energia Nuclear

Justificativa:

Inclusão de filtro para que o valor em questão seja calculado somente para os agentes distribuidores cotistas que possuem tratamento diferenciado no recolhimento de impostos e contribuições.

Excluída a legenda “a”, que não é utilizada nesse cálculo.

ELETRONUCLEAR

80. Ajustar o módulo Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear, em específico os itens 16, 17, 17.1 e 18 do documento, para compatibilização dos textos, em que algumas vezes referem-se a “abatimento de Perdas e Consumo Interno” e, outras vezes, referem-se a “abatimento de perdas”.

Aceita A CCEE deverá ajustar as linhas de comando, de modo a explicitar as perdas aplicáveis.

ELETRONUCLEAR 81. No item “Cálculo do Rateio da Inadimplência”, da página 35, Aceita





há referência a “comandos e expressões”, entretanto não aparecem as expressões.

ELETRONUCLEAR

82. Com relação ao texto da seção de “Determinação do Ressarcimento”, linha de comando 21, está sendo considerado o abatimento da energia não fornecida isentada de Ressarcimento. Sugerimos que seja introduzido um texto na REN 530/2012 de modo a contemplar esta parcela.

Justificativa: a REN 530/2012 disciplina o regime de comercialização da energia produzida por Angra 1 e Angra 2 em atendimento ao disposto na Lei nº 12.111/2009.

Não aceita Entende-se adequada a inclusão da energia não fornecida isenta de ressarcimento apenas nas REGRAS, por caracterizar maior nível de detalhamento.

Módulo de Penalidade de Energia

CCEE

83. Alterar a linha de comando 6.2:

6.2 O Consumo abatido por geração de teste é determinado apenas para os agentes autoprodutores ou produtores independentes com característica de autoprodução, que tenham usinas próprias ou sociedade de propósito específico. Esta determinação é feita a partir do total de geração de teste mensal da usina vinculada ao agente sobre o total de suas cargas, aplicado nas cargas em relação ao total do consumo mensal de suas cargas. Estes abatimento é limitado ao total das cargas e é calculado, conforme a seguinte expressão:

Aceita





( ( ∑ ∑ ( )

∑ ∑ ∑

))

Onde:

CA_GFTa,s,j é o Consumo abatido por geração de teste da perfil de agente “a”, no submercado “s”, no período de comercialização “j”

TRC_Ha,s,j é o Consumo Total Horário do perfil de agente “a”, por submercado “s”, no período de Comercialização “j”


PGDAα,p é o Percentual de Geração Destinada ao Agente, da parcela de usina “p”, atribuído ao agente “α”

Justificativa:

Na versão das Regras de Comercialização enviada para abertura da AP calcula, em períodos horários, a quantidade da geração de teste que atende a carga. Porém, o cálculo da penalidade por insuficiência de lastro de energia é uma apuração mensal de Recursos e Requisitos. Logo, a alteração algébrica foi realizada para que a geração de teste total da usina no mês atenda o consumo total do mês de apuração.

ENEVA

84. Alterar o módulo de maneira que a apuração mensal da penalidade por insuficiência de lastro de energia, com base nas exposições dos 12 meses precedentes ao mês apurado, considere que compras e vendas do mesmo montante dentro da janela de 12 meses se anulem, de forma que não haja exposição positiva ou negativa quando uma delas sair da janela de 12 meses.

Não aceita A proposta altera justamente a formação de média móvel na apuração de penalidades, ao deslocar o lastro de um determinado mês para outro, ou seja, não atende o § 1o do art. 3° do Decreto 5.163/2004.





Justificativa:

Este ajuste aperfeiçoa a atual regra da média móvel para verificação de lastro, e evita uma recompra desnecessária. Suponha uma compra de energia realizada em janeiro/13 e uma venda no mesmo montante em junho/13. Assim, uma compra e venda do mesmo montante foram realizadas e estas deveriam desaparecer do cálculo da média móvel. Porém, na regra atual, até dezembro/13 a compra estará na janela da média móvel e lastreará a venda realizada em junho/13, porém, em janeiro/14 a compra de janeiro/13 sairá da janela de 12 meses e a regra atual obrigará o agente a recomprar o montante vendido em junho/13, mesmo que a venda de junho/13 já tenha sido lastreada anteriormente.

Módulo de Penalidade de Potência

ABEEólica

85. Solicitar que a apuração da penalidade de potência seja feita mensalmente, mas que a efetiva aplicação da penalidade somente seja executada quando começarem também as aplicações para as Distribuidoras.


ABEEólica

86. Inserir a seguinte linha de comando:

31.4 Para as usinas eólicas, sem Potência Assegurada definida pelo MME, a Potência de Referência Preliminar será calculada a partir da potência instalada das unidades geradoras ajustada pelos fatores de disponibilidade e pelas perdas da rede básica, conforme expressão a seguir:

( ∑

)






Justificativa:

De início, convém observar que, de acordo com artigo 2º, §§1º e 2º do Decreto nº 5.163/2004, a garantia física de energia e potência do empreendimento de geração deve ser definida pelo Ministério de Minas e Energia - MME no contrato de concessão ou no ato autorizativo. Estes valores definidos são os valores que poderão ser utilizados para comprovação do atendimento da carga ou a comercialização por meio de contratos. Disso decorre o direito dos empreendedores em ter estabelecido, nos respectivos atos de outorga, os valores de garantia física e potência associada que serão considerados para fins da apuração do lastro de energia e lastro de potência.

Feito tal registro, observa-se que a regra de comercialização que trata da Penalidade de Potência não contempla a Fonte eólica de acordo com sua característica natural, ou seja, a sazonalidade dos ventos.

A Regra atual contempla, apenas, a sazonalidade da fonte Biomassa em que exclui os períodos de baixa geração da fonte do histórico utilizado para o cálculo do lastro de potência.

Entretanto, de acordo com as Regras de Comercialização da CCEE, submódulo Penalidade de Potência, a insuficiência para lastro de potência será o valor positivo calculado considerando, no patamar de carga pesado, a potência associada aos contratos de venda acrescida da potência associada ao consumo, deduzido o lastro de potência do agente. Ou seja, o agente apresentará insuficiência de lastro de potência quando o seu total de requisitos for superior ao seu total de recursos.

De acordo com a regra atual, o recurso do gerador eólico é o máximo entre a sua garantia física e a média da geração da usina dos últimos 60 meses, no patamar de carga pesada,





contados a partir janeiro de 2010 (os dados faltantes são completados com valores correspondentes a 90% do valor da potência instalada). Sendo assim, é visto que a regra atual não contempla a sazonalidade da fonte eólica aumentando, portanto, o risco de penalização indevida.

Em resumo, dada à aleatoriedade do regime de ventos, não sendo possível prever, muito menos garantir a quantidade de energia que pode ser gerada durante um intervalo de horas predeterminado do dia (o vento não pode ser armazenado e/ou gerenciado como a água, óleo, gás ou biomassa), o gerador eólico ter como requisito de potência a energia contratada e como recurso garantido sua própria geração no patamar pesado é um claro descasamento entre recurso e requisito de potência.

ABEEólica

87. Alterar o valor do requisito dos vendedores de usinas eólicas com a inserção da seguinte linha de comando:

5.5. Para os contratos com potência a ser utilizada como recurso/requisito na apuração da insuficiência de lastro de potência, proveniente da fonte eólica, a Potência Associada ao Contrato equivale a potência do contrato no patamar de carga pesada do dia correspondente, conforme a seguinte expressão:

∑ ( ( )

)

Onde: CQ_POTe,r,d é a Potência Associada ao Contrato “e”, no patamar “r”, do dia de apuração “d” PMAXe,m é a Potência Máxima Mensal do Contrato “e” no mês






de apuração “m” PDISTe,m é a Potência Mensal da Distribuidora Verificada do Contrato “e” no mês de apuração “m” SPD equivale a um período de comercialização, ou seja, 1 hora

Obs.: A potência mensal verificada do contrato (PDIST) será calculada mensalmente através da multiplicação do fator de carga da distribuidora pela quantidade contratada de cada contrato. O Fator de Carga da Distribuidora será a razão entre a carga média do patamar pesado e a carga média do mês desta mesma Distribuidora.

Justificativa:

A contribuição proposta se trata de uma inserção de item e da correção da numeração do próximo item. Tal contribuição foi feita porque a ABEEólica entende que o requisito de potência vinculado ao contrato no patamar pesado deve ser calculado de maneira específica para fonte eólica, porém respeitando o contrato e sua potência associada, considerando a real necessidade de recurso de potência da Distribuidora.

A ABEEólica compreende que a Distribuidora somente precisa cobrir o patamar pesado com a real demanda de potência realizada nos patamares de carga pesada e não necessariamente com o fator no valor de 1,5 que consta no CCEAR. Sendo assim, sugerimos que seja calculada mensalmente uma potência verificada para cada contrato e, caso ela seja menor que a potência associada, seja utilizada como requisito de potência para a usina eólica e recurso para a Distribuidora. Tal proposta leva em conta a real necessidade da Distribuidora com base em dados reais verificados e não um fator empírico que não possui vínculo com a realidade da carga das Distribuidoras.

Através do gráfico abaixo podemos verificar as curvas de carga





de algumas Distribuidoras retiradas das Notas Técnicas da Aneel resultantes do 3º Ciclo de Revisão Tarifária das Distribuidoras. Entendemos que é necessário um levantamento com todas as Distribuidoras, mas na análise realizada com algumas das principais Distribuidoras é evidente que nunca o fator 1,5 foi alcançado.

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Nota Técnica no 003/2014 SEM/ANEEL · * A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. Nota Técnica no