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UM NOVO MODELO PARA O CÁLCULO DE PENALIDADES NA

CONTRATAÇÃO DE ENERGIA

Fernando Rodrigues Tomaz

Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de

Engenharia de Sistemas e Computação, COPPE, da

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte

dos requisitos necessários à obtenção do título

de Mestre em Engenharia de Sistemas e Computação.

Orientador: Nelson Maculan Filho

Rio de Janeiro

Setembro de 2011




DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO

LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA

(COPPE) DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE

DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE

EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA DE SISTEMAS E COMPUTAÇÃO.

Examinada por:

___________________________________________

Prof. Nelson Maculan Filho, H.D.R.

___________________________________________

Dra. Leontina Maria Viana Graziadio Pinto, D.Sc.

___________________________________________

Prof. Paulo Roberto Oliveira, Dr.Ing.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

SETEMBRO DE 2011

iii

Tomaz, Fernando Rodrigues

Um Novo Modelo para o Cálculo de Penalidades na

Contratação de Energia/ Fernando Rodrigues Tomaz. – Rio

de Janeiro: UFRJ/COPPE, 2011.

XIV, 92 p.: il.; 29,7cm.


Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de

Engenharia de Sistemas e Computação, 2011.

Referências Bibliográficas: p. 90-92

1. Mercado de Energia Elétrica. 2. Penalidades do

Mercado Livre. 3. Preços de Referência para Penalização. 4.

Programação Linear. 5. Análise de Dual. I. Maculan Filho,

Nelson. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE,

Programa de Engenharia de Sistemas e Computação. III.

Título.

iv

Aos meus pais pelo Amor, a dedicação e os ensinamentos.

v

AGRADECIMENTOS

Aos meus professores e orientadores pelos ensinamentos, o incentivo, o carinho e a

dedicação na consolidação deste trabalho.

À banca examinadora por toda contribuição e dedicação.

Aos meus pais e familiares pelas lições de vida.

Aos grandes amigos e companheiros que a vida colocou ao meu lado.

Aos amigos de trabalho pela confiança, os ensinamentos e o carinho.

Aos professores e os amigos da PUC-Rio.

Aos professores e os amigos da COPPE/UFRJ.

Aos amigos da Engenho.

Aos amigos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

A todos aqueles que acreditaram em mim e contribuíram para o meu crescimento.

A Deus por ter me cercado com pessoas extraordinárias em todos os momentos.

Ao Rio de Janeiro pela paixão, A São Paulo pela compaixão e Ao Brasil pela Cultura.

À vida por ser como ela é.

vi

Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos

necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)




Setembro/2011


Programa: Engenharia de Sistemas e Computação

Este trabalho tem como objetivo propor uma nova metodologia de penalização

aos agentes atuantes no mercado de energia brasileiro por insuficiência de contratação

de energia elétrica. Deve-se identificar e compreender como estas empresas traçam suas

estratégias de risco no mercado e quais são os artifícios que o órgão regulador deve

utilizar para preservar a confiabilidade do sistema sem prejudicar a viabilidade

econômica no negócio para a iniciativa privada do setor de energia. Cabe à agência

reguladora atuar de forma a inibir as ações prejudiciais à oferta de energia no sistema e

à segurança energética para o desenvolvimento do país. Em nosso estudo, buscamos

entender e quantificar os ganhos econômicos associados à apresentação de déficits

comerciais no que tange à subcontratação de energia elétrica no Ambiente de

Contratação Livre (ACL) da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

O mercado de energia brasileiro pode ser modelado como um sistema linear para fins de

simulação e, através de técnicas de otimização e de análise dual em Problemas de

Programação Linear (PPL), determinaremos o incremento na função objetivo decorrente

de um acréscimo marginal no déficit mensal de energia pelos agentes de mercado que

visam a maximização de seus resultados financeiros.

vii

Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)

A NEW MODEL FOR PENALTY ACCOUNTING IN ENERGY SUPPLY

CONTRACTING


Setembro/2011

Advisor: Nelson Maculan Filho

Department: Systems Engineering and Computer Science

This work presents a new methodology of penalization for agents active in the

Brazilian Energy Market due to insufficient electrical power resources. For such, it is

necessary to identify e comprehend how companies outline their market & risk

strategies and what instruments must the regulation agency use to preserve the

reliability of the system, without being prejudicial to the economic viability of business

in the private energy sector. It relies on the regulator to act towards inhibiting

prejudicial actions to the safeguard of power supply guarantee for the country’s

economic growth and development. Thus, it is necessary to restrain the opportunism of

market agents registering significant levels of under-contracting in their operations. In

our study, we seek to understand and quantify the economic gains associated with the

introduction of trade deficits with regard to under-coverage of electrical energy in the

Free Contracting Ambience (ACL) of the Electric Power Commercialization Chamber

(CCEE). The Brazilian Energy Market can me modeled as linear systems for our studies

and, through optimization techniques and dual analyses of Linear Programming

Problem (LPP), determine the increment on the objective function due to a marginal

increase in the monthly energy deficits of market agents seeking to maximize their

financial results.

viii

Sumário

1. Introdução.................................................................................................................. 1

1.1. Motivação .......................................................................................................... 3

1.2. Estrutura da Dissertação .................................................................................... 5

2. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) ........................................ 7

2.1. Visão Geral ........................................................................................................ 8

2.2. Regras de Comercialização ................................................................................ 8

2.2.1. Definições e Interpretações ........................................................................ 9

2.2.2. Preços de Liquidação das Diferenças ........................................................ 9

2.2.3. Determinação da Geração e Consumo .................................................... 10

2.2.4. Contratos .................................................................................................. 10

2.2.5. Garantia Física ........................................................................................ 10

2.2.6. Excedente Financeiro ............................................................................... 10

2.2.7. Encargos de Serviço do Sistema ............................................................... 11

2.2.8. Consolidação dos Resultados ................................................................... 11

2.2.9. Liquidação ................................................................................................ 11

2.2.10. Energia de Reserva ............................................................................... 12

2.2.11. Penalidades ........................................................................................... 12

2.2.12. Reajuste da Receita de Venda ............................................................... 12

2.2.13. Reajuste Tarifário ................................................................................. 13

ix

2.2.14. Governança ........................................................................................... 13

2.2.15. Recontabilização ................................................................................... 13

2.3. Agentes de Mercado ........................................................................................ 14

2.3.1. Categoria “Geração” .............................................................................. 15

2.3.2. Categoria “Distribuição” ........................................................................ 16

2.3.3. Categoria “Comercialização” ................................................................. 16

2.4. Ambientes de Contratação de Energia ............................................................. 18

2.4.1. Ambiente de Contratação Livre (ACL) ..................................................... 20

2.4.2. Ambiente de Contratação Regulada (ACR) ............................................. 21

2.5. Contabilização da CCEE ................................................................................. 22

2.5.1. Patamar de Carga .................................................................................... 23

2.5.3. Mercado de Curto Prazo (MCP) .............................................................. 25

2.5.4. Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) ............................................ 27

2.6. Garantia Física (GF) ........................................................................................ 28

2.6.1. GF definida em Ato Regulatório .............................................................. 29

2.6.2. Sazonalização ........................................................................................... 29

2.6.3. Garantia Física Apurada ......................................................................... 30

2.7. Apuração de Penalidades ................................................................................. 31

2.7.1. Energia ..................................................................................................... 32

2.7.2. Potência .................................................................................................... 34

2.8. Liquidação Financeira ...................................................................................... 34

2.9. Garantias Financeiras ....................................................................................... 34

x

3. O Modelo................................................................................................................. 35

3.1. Definições Conceituais .................................................................................... 35

3.1.1. Dimensões ................................................................................................. 35

3.1.2. Funções Indicadoras ................................................................................ 36

3.1.3. Conjuntos .................................................................................................. 37

3.2. A Modelagem .................................................................................................. 43

3.2.1. Comercializador ....................................................................................... 43

3.2.2. Gerador .................................................................................................... 50

3.2.3. Consumidor Livre ..................................................................................... 59

3.3. Formulação Matemática .................................................................................. 66

3.3.1. Visão do Regulador .................................................................................. 66

3.3.2. Visão do Agente ........................................................................................ 69

3.4. Resultados ........................................................................................................ 72

3.4.1. Simulação 01 ............................................................................................ 73

3.4.2. Simulação 02 ............................................................................................ 76

3.4.3. Simulação 03 ............................................................................................ 79

3.4.4. Simulação 04 ............................................................................................ 81

4. Conclusão ................................................................................................................ 86

Referências Bibliográficas .............................................................................................. 90

xi

Lista de Figuras

Figura 1 – Diagrama das Instituições do Setor Elétrico Brasileiro .................................. 2

Figura 2 - Estrutura dos Módulos de Regras de Comercialização da CCEE ................... 9

Figura 3 - Condições para Migração do Consumidor para o Mercado Livre ................. 17

Figura 4 - ACR x ACL ................................................................................................... 19

Figura 5 - Processo de Contabilização da CCEE ........................................................... 23

Figura 6 - Disposição dos Patamares de Carga .............................................................. 24

Figura 7 - Contabilização do Mercado de Curto Prazo .................................................. 26

Figura 8 - Processo de Sazonalização e Modulação ....................................................... 30

Figura 9 - Gráfico de Déficits e Superávits Mensais de Energia.................................... 33

Figura 10 - Gráfico de Insuficiências Média e Acumalada de Energia .......................... 33

Figura 11 - Simulação 01 - Lucro Contratual x MCP x Penalidade Proposta ................ 75

Figura 12 - Simulação 01 - Penalidade Vigente x Penalidade Proposta ........................ 76





Figura 17 - Simulação 04 - Metodologia Vigente x Metodologia Proposta ................... 84

Figura 18 - Resultados Finais das Simulações ............................................................... 85

xii

Lista de Tabelas

Tabela 1 - Carga Horária dos Patamares de Janeiro de 2011 ......................................... 24

Tabela 2 - Garantia Física das Usinas Hidráulicas ......................................................... 31

Tabela 3 - Garantia Física das Usinas Não-Hidráulicas ................................................. 31

Tabela 4 - Resultados da Simulação 01 .......................................................................... 74




xiii

Lista de Abreviações

Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH)

Usina Hidrelétrica (UHE)

Usina Termelétrica (UTE)

Encargos de Serviço do Sistema (ESS)

Encargos de Energia de Reserva (EER)

Contratos Bilaterais (CQ)

Garantia Física definida em Ato Regulatório (GF)

Garantia Física Sazonalizada (GFSAZ)

Garantia Física Apurada (GFIS)

Receita no Mercado de Curto Prazo (RMCP)

Receita Total Mensal (RTMCP)

Receita Contratual de Curto Prazo (RCCP)

Receita Líquida Esperada (RLE)

Déficit Mensal de Energia (DEF)

Receita Anual Esperada (RESP)

Insuficiência Contratual de Energia Acumulada (ICEA)

Penalidade por Insuficiência Contratual de Energia (PICE)

xiv

Penalidade Proposta para o Déficit (PPD)

Penalidade Esperada de Energia (PEE)

Penalidade Proposta de Energia (PPE)

Penalidade Anual de Energia (PEN)

Mercado de Curto Prazo (MCP)

Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)

Sistema Interligado Nacional (SIN)

Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Empresa de Pesquisa Energética (EPE)

Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE)

Conselho Nacional de Política Energética (CNPE)

Ministério de Minas e Energia (MME)

1

1. Introdução

O mercado de energia elétrica esteve por um longo período sob a administração

pública conduzida pelo Governo Federal. À época, esta administração observou que,

devido ao grande porte do sistema elétrico e à necessidade de valores elevados de

inversões em infraestrutura, era necessário buscar a participação da iniciativa privada no

setor elétrico. Para isto, surgiu a necessidade de transformar este setor em um mercado

aberto para livre negociação, similar ao modelo de livre mercado, porém com a atuação

do órgão regulador de forma a preservar a segurança de suprimento de energia ao

sistema e garantindo os interesses expansionistas da economia brasileira.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) foi instituída pela Lei nº

9.427/96 e constituída pelo Decreto nº 2.335/97, com as atribuições de regular e

fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica,

zelando pela qualidade dos serviços prestados, pela universalização do atendimento aos

seus usuários e pelo estabelecimento da modicidade tarifária aos consumidores finais,

preservando a viabilidade econômica e financeira da indústria através desta regulação.

Durante os anos de 2003 e 2004, pós-crise do Apagão (2001), o Governo Federal

lançou as bases de um novo modelo para o Setor Elétrico Brasileiro, sustentado pelas

Leis nº 10.847 e 10.848, de 15 de março de 2004; e pelo Decreto nº 5.163, de 30 de

julho de 2004.

Em termos institucionais, o novo modelo definiu a criação de uma entidade

responsável pelo planejamento do setor elétrico de longo prazo (a Empresa de Pesquisa

Energética – EPE), uma instituição com a função de avaliar permanentemente a

segurança do suprimento de energia elétrica (o Comitê de Monitoramento do Setor

Elétrico – CMSE) e uma instituição para dar continuidade às atividades do MAE

2

(Mercado Atacadista de Energia), relativas à comercialização de energia elétrica no

Sistema Interligado (a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE).

Outras alterações importantes incluem a definição do exercício do Poder

Concedente ao Ministério de Minas e Energia (MME) e a ampliação da autonomia do

Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Em relação à comercialização de

energia, foram instituídos dois ambientes para celebração de contratos de compra e

venda de energia: o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), do qual participam

Agentes de Geração e de Distribuição de energia; e o Ambiente de Contratação Livre

(ACL), do qual participam Agentes de Geração, Comercializadores, Importadores e

Exportadores e Consumidores Livres de energia elétrica. Abaixo, podemos visualizar

um diagrama das instituições do Setor Elétrico que respondem ao Conselho Nacional de

Política Energética (CNPE).

Figura 1 – Diagrama das Instituições do Setor Elétrico Brasileiro

3

1.1. Motivação

O novo modelo do setor elétrico visa atingir três objetivos principais:

Garantir a segurança do suprimento de energia elétrica;

Promover a modicidade tarifária aos consumidores finais; e

Promover a inserção social no Setor Elétrico Brasileiro, em particular

pelos programas de universalização de atendimento.

Com este modelo, criou-se um novo ambiente de negócios em energia elétrica

regulado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Em conjunto, foram

criados e homologados Procedimentos e Regras de Comercialização específicos para o

atendimento à legislação brasileira e alinhados com a política energética do Brasil.

Entende-se que a contratação de energia de longo prazo é o principal fator

motivador da expansão da oferta de energia no sistema. A contratação no mercado de

curto prazo pode prejudicar o atendimento à demanda – por não gerar incentivos aos

investimentos privados no lado da oferta. Com isto, a livre contratação de energia

elétrica pode levar a um risco de subcontratação da expansão. Por este motivo, há a

necessidade de penalizar o agente pela insuficiência de recursos energéticos

contratados.

Neste sentido, cabe ressaltar sobre a Convenção de Comercialização de Energia

Elétrica estabelece que os agentes da CCEE devam:

Na condição de vendedor, comprovar lastro para venda de energia elétrica e

potência;

Na condição de comprador, comprovar suficiência de cobertura contratual de

consumo de energia elétrica e de potência.

4

O não cumprimento pelos agentes da CCEE do disposto acima, em sua

totalidade, implicará a aplicação, aos infratores, das penalidades calculadas conforme

Regras e Procedimentos de Comercialização específicos.

Neste trabalho, apresentaremos a Câmara de Comercialização de Energia

Elétrica (CCEE), as Regras de Comercialização de Energia Elétrica e uma formulação

matemática para o problema do Regulador através de um Problema de Programação

Linear (PPL). Ao final, analisaremos os resultados obtidos deste modelo com o intuito

de estabelecer uma metodologia/relação para a apuração e a precificação das

penalidades a serem aplicadas aos agentes que apresentarem insuficiência de lastro de

venda de energia. Apesar de ser um sistema complexo, é capaz de ser modelado e se

obter uma solução ótima para diversos problemas de tomada de decisão que o agente ou

o regulador estão sujeitos.

5

1.2. Estrutura da Dissertação

Apresentaremos a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o

contexto político e legal de sua inserção e o motivo da instituição desta entidade, que

por sua vez desempenha um papel de suma importância para a viabilização da

comercialização de energia elétrica entre as empresas atuantes neste mercado.

Elucidaremos este papel através de uma visão geral das operações da CCEE,

uma introdução às regras de comercialização de energia elétrica, e a apresentação das

diversas categorias e classes de comercialização das empresas participantes nesta

Câmara.

Introduziremos as noções de ambiente de contratação de energia regulado e

livre, e a maneira como são realizadas as negociações em ambos os ambientes e como

ocorre o processo de contabilização do mesmo. Serão detalhados os conceitos de

garantia física, o processo de contabilização e de apuração de penalidades, assim como

a liquidação financeira decorrente dos pagamentos e recebimentos a serem realizados

em seu âmbito.

Quanto às técnicas de modelagem de sistemas lineares e os métodos de

otimização empregados neste trabalho, apresentaremos, mesmo que brevemente,

descrições referentes aos conceitos e às definições utilizadas na linguagem matemática

aqui empregada nos conjuntos matemáticos de interesse e os algoritmos para se alcançar

o que denominaremos de função objetivo do Problema de Programação Linear (PPL) e

a análise dual das restrições básicas de nosso estudo de mercado.

Seguiremos então para a determinação do modelo a ser utilizado, as definições

conceituais que embasam este modelo e suas funções e seus conjuntos matemáticos.

Com este arcabouço formal, poderemos realizar a modelagem deste sistema para as

classes dos comercializadores, geradores e consumidores atuantes no mercado livre de

6

energia. Listaremos as variáveis de entrada e as de controle deste sistema e

apresentaremos a formulação matemática dos Problemas de Programação Linear para a

visão do regulador de como deveria funcionar o mercado e para a visão do agente de

como este deveria atuar no mercado.

Através destas duas visões, simularemos os estudos aqui propostos e

analisaremos os impactos resultantes de uma estratégia de regulação adotada para o

mercado. Estes resultados serão provenientes de nossas simulações das duas visões aqui

estudadas. Apresentaremos a conclusão sobre esta análise e a finalidade de todo o

estudo desenvolvido e a relevância para o Setor Elétrico dos resultados obtidos.

Por fim, apresentaremos todo o arcabouço legal que forma a base do tema aqui

apresentado, assim como a bibliografia técnico-cientifica utilizada na modelagem de

sistemas lineares e as técnicas de otimização destes através de Problemas de

Programação Linear deste tipo.

7

2. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Através da Lei nº 9.648/98 e do Decreto nº 2.655/98, foi criado o Mercado Atacadista

de Energia Elétrica - MAE, ambiente virtual e sem personalidade jurídica. O MAE foi

instituído pela assinatura de um contrato de adesão multilateral de todos os Agentes

(Acordo de Mercado), como um mercado auto-regulado, com a finalidade de viabilizar

as transações de energia elétrica por meio de Contratos Bilaterais e do Mercado de

Curto Prazo (Mercado “Spot”), entre as empresas que executam os serviços de energia

elétrica no SIN - Sistema Interligado Nacional. Com o objetivo de administrar esse

mercado, foi criada a Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de Energia

Elétrica - ASMAE, sociedade civil de direito privado, braço operacional do MAE e

empresa autorizada da ANEEL.

Quando da crise energética vivida no ano de 2001, o Comitê de Revitalização do

Modelo do Setor Elétrico Brasileiro, com o intuito de aprimorar o modelo de

governança/gestão adotado e possibilitar um ambiente estruturado de mediação dos

diversos interesses no setor elétrico, propôs no Relatório de Progresso nº 1 a

reestruturação do Mercado Atacadista, consolidada através da Lei n° 10.433/02,

transformando a instituição ASMAE em pessoa jurídica de direito privado, autorizada e

regulada pela ANEEL, com a denominação MAE. Em 2004, com a implantação do

Novo Modelo do Setor Elétrico através da Lei nº 10.848/04, foi autorizada a criação da

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, como sucessora do MAE,

regulamentada pelo Decreto nº 5.177/04, sendo uma organização civil, de direito

privado, sem fins lucrativos, congregando Agentes das categorias de Geração,

Distribuição e Comercialização de energia elétrica.

8

2.1. Visão Geral

A CCEE é uma instituição sem fins lucrativos que tem por finalidade viabilizar a

comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional nos Ambientes de

Contratação Regulada e Livre, além de efetuar a contabilização e a liquidação financeira

das operações realizadas no mercado de curto prazo, as quais são auditadas

externamente, nos termos da Resolução Normativa ANEEL nº 109/04, (Convenção de

Comercialização de Energia Elétrica), e atualizada pela Resolução Normativa ANEEL

nº 348/09. As Regras e os Procedimentos de Comercialização que regem as atividades e

os processos realizados na CCEE são homologados pela ANEEL após a realização de

audiência pública para a contribuição dos agentes de mercado. São associados da CCEE

todos os agentes com participação obrigatória e facultativa previstos na Convenção de

Comercialização de Energia Elétrica.

2.2. Regras de Comercialização

As Regras de Comercialização da CCEE formam todo o arcabouço matemática

do processo de contabilização, penalização e liquidação do mercado de energia. Os

Agentes de Mercado estudam e utilizam este conjunto de equações algébricas para

simular seus resultados contábeis finais decorrentes das estratégias adotadas e as

operações realizadas na Câmara. Por ser uma formulação algébrica complexa e com

uma linguagem de difícil compreensão para os novos participantes deste mercado, gera

muitas incertezas nas tomadas de decisão dos agentes e, consequentemente, podem

levar estas empresas a obterem prejuízos financeiros significantes.

As regras são divididas em cadernos denominados de módulos de regras, e

possuem diversas subseções de tratamentos a serem realizados para os diversos casos

9

previstos pelo regulador. Segue abaixo a disposição destes módulos e submódulos de

regras, assim como uma breve descrição de cada um destes cadernos.

Figura 2 - Estrutura dos Módulos de Regras de Comercialização da CCEE

2.2.1. Definições e Interpretações

Este módulo tem por finalidade disciplinar o uso dos símbolos e dos somatórios

utilizados em todos os módulos das Regras de Comercialização.

2.2.2. Preços de Liquidação das Diferenças

Este módulo descreve a cadeia de modelos e a sequência de processamento para

a determinação do Custo Marginal de Operação. Além disto, apresenta as Regras

10

Algébricas que determinam o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), limitando este

aos preços máximos e mínimos estabelecidos pela Aneel.

2.2.3. Determinação da Geração e Consumo

Este módulo estabelece os arranjos requeridos para adequar os dados de medição

ao formato necessário para as Regras de Comercialização e estabelecer os tratamentos

contábeis que serão aplicados à medição liquida para faturamento.

2.2.4. Contratos

Este módulo estabelece as responsabilidades e os parâmetros necessários ao

registro e manutenção de todos os contratos, de compra e venda de energia elétrica,

firmados entre os Agentes da CCEE, bem como estabelece os princípios e condições

gerais para a Sazonalização e Modulação dos mesmos.

2.2.5. Garantia Física

Este módulo define a metodologia de modulação aplicada às Garantias Físicas

das usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, bem como o

funcionamento do citado mecanismo, que tem a finalidade de compartilhamento dos

riscos hidrológicos associados ao despacho centralizado e à otimização do Sistema

Hidrotérmico pelo ONS.

2.2.6. Excedente Financeiro

Este módulo tem como objetivo determinar o Excedente Financeiro que surge do

intercâmbio de energia entre submercados com preços de liquidação diferentes,

apurando as exposições dos contratos que apresentam partes compradora e vendedora

11

em submercados diferentes ao de registro, tendo direito ao alívio de exposições, e

disciplinar o processo de alocação do Excedente Financeiro decorrente destas

exposições positivas.

2.2.7. Encargos de Serviço do Sistema

Os Encargos de Serviços do Sistema (ESS) consistem basicamente em uma

razão entre os montantes financeiro e de energia, com base em R$/MWh,

correspondente à média dos custos incorridos na manutenção da confiabilidade e da

estabilidade do sistema para o atendimento ao consumo em cada submercado, e que não

estão inclusos no Preço de Liquidação das Diferenças. Estes encargos são pagos por

todos os Agentes de Consumo registrados na CCEE, na proporção do efetivo consumo

final da rede elétrica sujeito ao pagamento deste, seja o mesmo contratado ou não.

2.2.8. Consolidação dos Resultados

Neste módulo são efetuados os cálculos da etapa final da contabilização de

receitas e despesas a serem liquidadas na CCEE pelos agentes de mercado. Os

componentes principais das receitas ou despesas são: exposição ao Preço de Liquidação

das Diferenças no Mercado de Curto Prazo, pagamentos de Encargos de Serviços do

Sistema, Mecanismo de Realocação de Energia, alocação do Excedente Financeiro e das

exposições positivas, ressarcimentos do Ambiente Regulado, aplicação de penalidades,

entre outros.

2.2.9. Liquidação

Este módulo contém as regras algébricas para a operacionalização do calculo,

para cada mês de referência, das Garantias Financeiras decorrente de transações de

12

compra e venda de energia, realizadas no mês contabilizado e as previstas para os

próximos cinco meses futuros, no Mercado de Curto Prazo da CCEE, conforme

estabelecido na Resolução Normativa ANEEL 216/2006.

2.2.10. Energia de Reserva

Este módulo trata da contratação de Energia de Reserva estabelecida pelo

Decreto nº 6.353/2008, com o objetivo de aumentar a segurança no fornecimento de

energia elétrica ao SIN, sendo produzida por usinas especialmente contratadas para este

fim. A contratação de Energia de Reserva está amparada na cobrança de um novo

encargo setorial, o Encargo de Energia de Reserva – EER, que será pago por todos os

Agentes de Mercado com Perfil de Consumo, em face do benefício auferido decorrente

do aumento da garantia de oferta de energia elétrica ao SIN.

2.2.11. Penalidades

A álgebra contida neste módulo estabelece a sistemática de verificação do limite

mínimo de contratação do consumo e do lastro de contratos de venda de energia e

potência registrados na CCEE, conforme definido no Decreto nº 5.163, de 30 de julho

de 2004.

2.2.12. Reajuste da Receita de Venda

Este módulo estabelece a metodologia de cálculo para a atualização monetária

da Receita Fixa, o Custo Variável Unitário – CVU e a Receita de Venda das Usinas

Termelétricas – UTEs comprometidas com Contratos de Comercialização de Energia

Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, na modalidade por Disponibilidade,

referente aos resultados dos leilões de energia para atendimento ao ACR.

13

2.2.13. Reajuste Tarifário

Este módulo estabelece a metodologia de calculo das variáveis requeridas pela

ANEEL a serem utilizadas no processo de Reajuste Tarifário dos Agentes

Distribuidores.

2.2.14. Governança

O patrimônio da CCEE é constituído por contribuições dos associados, eventuais

subvenções e doações, receitas dos serviços prestados, aplicação dos recursos sociais e

pelos bens móveis e imóveis, títulos, valores e direitos pertencentes ou que venham a

pertencer a CCEE. Este módulo determina a proporção de votos com que cada Agente

que participa das Assembleias Gerais, e desta proporção decorre o montante de

contribuições que cada agente deverá pagar à CCEE mensalmente.

2.2.15. Recontabilização

Este módulo contém as regras algébricas para a operacionalização dos ajustes

financeiros decorrentes dos cálculos de diferenças entre o processamento de um Ajuste

de Contabilização ou de uma Recontabilização e o processamento anterior

(Contabilização, Ajuste de Contabilização ou Recontabilização).

14

2.3. Agentes de Mercado

Os Agentes de Mercado do Setor Elétrico Brasileiro (SEB) são as empresas

participantes e atuantes na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Esta

participação é obrigatória para algumas empresas e facultativa para outras. Todas as

empresas aderidas à CCEE estão sujeitas às regras e aos procedimentos de

comercialização desta. Todos participam do mesmo sistema de contabilização e de

liquidação, obedecendo aos mesmos prazos e cronogramas homologados pela ANEEL,

e recebendo tratamentos específicos dependendo da natureza de sua atividade e de seus

empreendimentos no âmbito da CCEE.

São agentes com participação obrigatória na CCEE:

- Os concessionários, permissionários ou autorizados de geração que possuam

central geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW;

- Os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações

de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja igual ou

superior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior;

- Os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações

de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja inferior a

500 GWh/ano, referido ao ano anterior, quando não adquirirem a totalidade

da energia de supridor com tarifa regulada;

- Os autorizados de comercialização de energia elétrica, cujo volume

comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, referido ao ano

anterior;

- Os Consumidores Livres e os Consumidores Especiais

- Os autorizados para importação ou exportação de energia elétrica com

intercâmbio igual ou superior a 50 MW.

15

São agentes com participação facultativa na CCEE:

- Os titulares de autorização para autoprodução e cogeração com central

geradora de capacidade instalada igual ou superior a 50 MW, desde que suas

instalações de geração estejam diretamente conectadas às instalações de

consumo e não sejam despachadas de modo centralizado pelo ONS, por não

terem influência significativa no processo de otimização energética dos

sistemas interligados;

- Os demais titulares de concessão ou autorização para exploração de serviços

de geração, para realização de atividades de comercialização de energia

elétrica, bem como para importação e exportação de energia.

2.3.1. Categoria “Geração”

Compreende o grupo de empresas que atuam na geração de energia elétrica,

mantendo seu caráter competitivo, e podendo comercializar esta energia tanto no ACR

como no ACL.

Seguem abaixo as classes de agentes pertencentes a esta categoria.

a. Geradores

São agentes titulares de Serviço Público Federal delegado pelo Poder

Concedente mediante licitação, na modalidade de concorrência, à

pessoa jurídica ou consórcio de empresas para exploração e prestação

de serviços públicos de energia elétrica.

b. Produtores Independentes

Agentes individuais ou reunidos em consórcio que recebem

concessão, permissão ou autorização do Poder Concedente para

16

produzir energia elétrica destinada à comercialização por sua conta e

risco.

c. Autoprodutores

São agentes com concessão, permissão ou autorização para produzir

energia elétrica destinada a seu uso exclusivo, podendo comercializar

eventual excedente de energia, desde que autorizado pela ANEEL.

2.3.2. Categoria “Distribuição”

Compreende o grupo de empresas que atuam na distribuição de energia elétrica,

promovendo a modicidade tarifária no mercado cativo através da contratação de energia

nos leilões do ACR.

Esta categoria é composta por uma única classe, a dos Distribuidores.

a. Distribuidores

São agentes cuja atividade de distribuição é orientada para o serviço

de rede e de venda de energia aos consumidores com tarifa e

condições de fornecimento reguladas pela ANEEL (Mercado Cativo).

Com o novo modelo, a maioria dos distribuidores tem participação

obrigatória no ACR, celebrando contratos de energia com preços

resultados de leilões e/ou resultante de licitações públicas.

2.3.3. Categoria “Comercialização”

Compreende o grupo de empresas que atuam no mercado livre como

comercializadores, consumidores livres, importadores e exportadores de energia

elétrica.

Seguem abaixo as classes de agentes pertencentes a esta categoria.

17

a. Comercializadores

São agentes que comercializam energia elétrica através de contratos

bilaterais de compra e venda celebrados no ACL. Em alguns casos, os

agentes comercializadores também podem participar em determinados

leilões do ACR como vendedores de energia. Estes agentes

geralmente não possuem ativos de geração e/ou consumo.

b. Consumidores Livres

São consumidores que, atendendo aos requisitos da legislação vigente,

podem escolher seu fornecedor de energia elétrica (geradores e

comercializadores) por meio de livre negociação. A árvore abaixo

resume as condições para que o consumidor de energia possa se tornar

livre, ou seja, migrar do mercado cativo para o mercado livre.

Figura 3 - Condições para Migração do Consumidor para o Mercado Livre

Caso Particular: Consumidores Especiais

São os consumidores com demanda mínima de 500 kW, atendidos em

qualquer tensão de fornecimento, têm também o direito de adquirir

energia de qualquer fornecedor, desde que a energia adquirida seja

oriunda de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) ou de fontes

alternativas (eólica, biomassa ou solar). Estas fontes são classificas

18

como incentivadas, algumas delas tendo direito a “descontos”,

dependendo de suas capacidades instaladas e injeção de potência na

rede elétrica, de forma a promover a competitividade e expansão do

mercado livre e das fontes alternativas.

c. Importadores

São agentes do setor que detêm autorização do Poder Concedente para

realizar importação de energia elétrica para abastecimento do mercado

nacional.

d. Exportadores

São agentes do setor que detêm autorização do Poder Concedente para

realizar exportação de energia elétrica para abastecimentos de países

vizinhos.

2.4. Ambientes de Contratação de Energia

Cada agente de mercado pertence a uma determinada Categoria e, dentro desta

Categoria, uma determinada classe definida pelo órgão regulador para atuar no âmbito

da CCEE. Os detalhes sobre a participação na CCEE e classificação destes agentes de

mercado em Categorias e Classes foram apresentadas no tópico anterior.

Dependendo da classificação do agente na CCEE, ele poderá atuar no Ambiente

de Contratação Livre – ACL e/ou no Ambiente de Contratação Regulada – ACR. Uma

visão geral da comercialização de energia, envolvendo os dois ambientes de

contratação, é apresentada na figura seguinte:

19

Figura 4 - ACR x ACL

Os agentes de geração podem participar tanto do Ambiente de Contratação

Regulado – ACR, através dos leilões de energia, quanto do Ambiente de Contratação

Livre – ACL, através da livre negociação. No ACR, os agentes geradores podem vender

energia a partir de leilões regulados para os Distribuidores, onde o preço de venda é

resultante destes leilões. Os leilões são do tipo “Holandês”, em que se inicia com um

preço “alto” e se o mesmo é reduzido continuamente para que se alcance o menor preço

de venda para atendimento à demanda. Já no ACL, os agentes geradores e

comercializadores podem negociar livremente os preços e as condições de venda de sua

energia diretamente com os agentes compradores.

Salvo exceções, os consumidores livres e os comercializadores de energia são

agentes que podem atuar somente no ambiente de contratação livre – ACL, sendo que o

primeiro participa exclusivamente como contraparte compradora, e os preços e as

condições de compra e venda de energia são livremente negociados entre as partes

envolvidas.

20

Desta forma, existem regras e procedimentos específicos para o mercado livre e

o mercado regulado. Como nosso foco está no Mercado Livre, não iremos a fundo no

Mercado Regulado, apesar de fazer uma breve descrição apenas para conhecimento.

2.4.1. Ambiente de Contratação Livre (ACL)

Os agentes pertencentes à categoria de Geração, Comercialização e pertencentes

às classes dos Consumidores Livres ou Consumidores Especiais podem atuar no

Ambiente de Contratação Livre (ACL). No ACL, os montantes, os preços e a forma de

entrega da energia elétrica contratada são livremente negociados entre a parte vendedora

e a contraparte compradora do contrato, e posteriormente, registrados e validados na

CCEE para fins de contabilização, apuração de penalidades e liquidação financeira do

Mercado de Curto Prazo.

Em geral, os agentes registram contratos bilaterais, livremente negociados entre

as partes envolvidas, com o intuito de:

Atender uma demanda ou um consumo de energia (Cobertura

Contratual do Consumo)

Vender a sua produção de energia elétrica proveniente de uma usina

(Venda de Geração)

Comercializar energia elétrica (Compra e Venda de Energia)

Esta operação bilateral pode ocorrer em dois momentos:

No Longo Prazo, onde o agente possui uma carteira de contratos

bilaterais firmados, com uma certa antecedência ao seu início de

suprimento, de acordo com base em sua previsão para os cenários

futuros; e/ou

21

No Curto Prazo, onde o agente firma um contrato bilateral próximo à

data de suprimento devido às incertezas nos cenários futuros.

a. Preços Negociados no ACL

Salvo exceções do mercado regulado, a CCEE não tem acesso aos

contratos físicos assinados entre os agentes, muito menos os preços

resultantes da negociação bilateral. Cabem à CCEE somente as

informações sobre os montantes de energia comercializados para a

contabilização das diferenças observados no mercado spot (Balanço

Energético, conforme será definido mais adiante no texto).

b. Lucro Contratual no ACL

Os lucros contratuais na compra e venda de energia são resultantes

dos montantes negociados e os preços de compra e venda,

estabelecidos nos contratos, quando comparados ao Preço de

Liquidação das Diferenças (PLD). Apesar da CCEE não ter acesso

aos preços negociados, as práticas de mercado ditam que os preços

nos contratos bilaterais de curto prazo são definidos ao PLD + µ,

onde µ é o mark-up, ou ágio/spread, e gira em torno do intervalo de

10 % a 15 % conforme prática de mercado (neste portfólio, foi

adotado o valor de 10 % para efeitos de simulação).

2.4.2. Ambiente de Contratação Regulada (ACR)

No Ambiente de Contratação Regulada (ACR), a participação se restringe às

distribuidoras, que atuam como compradores em leilões de energia, e os geradores, que

atuam como contraparte vendedora nestes leilões.

22

Os leilões de energia elétrica são promovidos pela CCEE, por determinação da

ANEEL, e conforme as portarias e os editais divulgados pelo MME, viabilizando assim

a compra e venda de energia elétrica no ACR para fins de atendimento ao mercado

cativo dos Distribuidores. Estes contratos são chamados de Contratos de

Comercialização de Energia em Ambiente Regulado (CCEAR), e são os principais

meios de contratação do mercado cativo das Distribuidoras. Ambas as partes estão

sujeitas à aplicação de penalidades previstas em legislação.

Os leilões são separados em novos empreendimentos (modalidade

Disponibilidade), empreendimentos existentes (modalidade Quantidade) ou energia de

reversa. Cada um com suas finalidades específicas de expansão da oferta de energia e de

garantia de energia firme no SIN.

2.5. Contabilização da CCEE

A Contabilização é o processamento mensal dos dados de contratos, medição,

preços, encargos e demais informações necessárias para o cálculo da posição final, seja

devedora ou credora, de cada Agente de Comercialização no âmbito da CCEE. Com

base nas Regras de Comercialização, apuram-se as exposições no mercado de curto

prazo, recebimento/pagamento de encargos, exposições financeiras,

recebimentos/doações do MRE e consolidação dos resultados financeiros a serem

liquidados em datas estabelecidas em Procedimentos de Comercialização. A

contabilização mensal da CCEE é realizada em períodos de comercialização com

duração de uma hora, e as informações são agrupadas, através de médias, e

disponibilizadas por patamar de carga e semana.

23

Figura 5 - Processo de Contabilização da CCEE

2.5.1. Patamar de Carga

Patamar de Carga é a classificação das horas do mês de acordo com o perfil de

carga do sistema definidos pelo ONS. Para o Sistema Interligado Nacional (SIN), as

horas do dia são agregadas em três patamares de carga, podendo ser conforme segue

abaixo.

Leve – Horários de baixo consumo;

Médio – Horários de consumo médio; e

Pesado – Horários em que se verificam picos de consumo.

Com exemplo, segue a configuração do número de horas, ou períodos de

comercialização, em cada semana e cada patamar de carga para o mês de Janeiro de

2011.

24

Tabela 1 - Carga Horária dos Patamares de Janeiro de 2011

Totalização do Número de Horas por Patamar

Patamares de Carga Tipo 1 Tipo 2 Total

Leve 175 hs 114 hs 289 hs

Média 350 hs 30 hs 380 hs

Pesada 75 hs 0 h 75 hs

Total 600 hs 144 hs 744 hs

Os dias são classificados por dois tipos:

Dia Tipo 1: Segunda-feira a sábado

Dia Tipo 2: Domingos e feriados nacionais.

Segue abaixo, a tabela que define a disposição dos patamares de carga em cada um

destes tipos de dia.

Figura 6 - Disposição dos Patamares de Carga

25

2.5.2. Geração Final e Consumo Verificado

O Sistema Interligado Nacional (SIN) é representado na CCEE através de uma

estrutura de pontos de medição de geração e de consumo, que são definidos através da

Modelagem do Sistema Elétrico, com o objetivo de se obter os montantes líquidos

medidos de energia verificada, consumo e/ou geração, para cada Agente, possibilitando

a Contabilização e Liquidação Financeira das operações no Mercado de Curto Prazo.

Para que sejam obtidos tais montantes, as Regras de Comercialização

estabelecem um processo de apuração e tratamento das quantidades de geração e

consumo de energia elétrica, que são agrupadas e ajustadas com perdas elétricas de

instalações exclusivas ou de uso compartilhado, e de perdas da Rede Básica,

possibilitando a contabilização da energia comercializada pelos Agentes. Na CCEE, as

perdas da rede básica são rateadas entre os pontos de medição de geração e de consumo,

na proporção de 50 % para cada lado. Através do rateio destas perdas, garante-se que a

geração efetiva total do sistema coincida com a carga efetiva total do sistema.

2.5.3. Mercado de Curto Prazo (MCP)

Os agentes de mercado negociam, via contratos bilaterais de curto e longo prazo,

a compra e venda de energia elétrica de acordo com suas estratégias de negócios e

aceitação de riscos de mercado. A composição de suas carteiras de contratação

combinada aos valores medidos de Consumo Verificado e Geração Final forma o que

chamamos de Balanço Energético do Agente. Como o balanço energético é apurado

para cada período de comercialização, por agente e por submercado, a diferença positiva

ou negativa é liquidada ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) no Mercado de

Curto Prazo (Mercado Spot). Como o PLD pode variar entre os submercados e entre

períodos de comercialização, dizemos que o agente ao adotar suas estratégias de

26

contratação está sujeito a incorrer em riscos no mercado spot. Caso o agente apresente

superávit em seu balanço energético, este agente liquidará este excedente ao PLD,

caracterizando um montante financeiro, a crédito, ao agente. Caso contrário, situação

em que o agente apresente um balanço deficitário, este déficit de energia será também

liquidado ao PLD, caracterizando um montante financeiro, a débito, ao agente.

Entende-se como exposição ao PLD a diferença positiva entre requisitos (carga e/ou

contratos de venda) e recursos (geração e/ou contratos de compra). De outra forma, em

situações que o agente apresente um saldo negativo em seu balanço energético, dizemos

que o mesmo estará exposto ao PLD, visto que variações no preço resultarão em

impactos financeiros a débito no MCP.

Figura 7 - Contabilização do Mercado de Curto Prazo

Como foi dito anteriormente, a composição do balanço energético considera

como recursos os contratos de compra firmados e os valores de geração final

provenientes de seus ativos de geração, enquanto que seus requisitos são os contratos de

venda firmados e os valores de consumo verificado proveniente de seus ativos de

consumo.

27

Cabe ressaltar sobre a liquidação das diferenças entre recursos e requisitos no

mercado de curto prazo, que a mesma gera uma receita ou uma despesa na CCEE. No

caso de sobrecontratação, o agente receberá a diferença ao PLD. No caso de

subcontratação de energia, o agente pagará a diferença ao PLD.

Portanto, o mercado spot se resume na apuração das diferenças entre a energia

contratada e a energia verificada, e a posterior valoração destas diferenças ao preço de

liquidação das diferenças. Para efeitos de simplificação em nossas simulações,

consideramos o balanço energético e o PLD como variáveis mensais por submercado

equivalentes, dado que o nosso foco neste estudo é a apuração de penalidades e esta é

realizada em base mensal.

2.5.4. Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)

O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) é utilizado para valorar a

liquidação dos superávits/déficits do balanço energético no Mercado de Curto Prazo

(MCP).

A formação deste preço de energia liquidada no mercado spot tem como base o

Custo Marginal de Operação (CMO) do sistema, que se faz pela utilização dos dados

considerados pelo ONS para otimizar a operação do Sistema Interligado Nacional

(SIN).

Em função da preponderância de usinas hidrelétricas no parque de geração

brasileiro e a sua forte característica hidrotérmica, são utilizados modelos matemáticos

para o cálculo do PLD tendo como objetivo encontrar a solução ótima de equilíbrio

entre o benefício presente do uso da água e o benefício futuro de seu armazenamento,

medido em termos da economia esperada dos combustíveis das usinas termelétricas.

28

Com base nas condições hidrológicas, na demanda de energia prevista, nas

cotações dos preços de combustível, no impacto de um déficit de energia na economia,

na entrada de novos projetos (inclusive de fontes renováveis como eólica, solar e

biomassa) e na disponibilidade de equipamentos de geração e transmissão, o modelo de

precificação obtém o despacho (geração) ótimo para o período em análise, definindo a

geração hidráulica e a geração térmica para cada submercado. Como resultado deste

processo, são obtidos os Custos Marginais de Operação (CMO) para o período, para

cada patamar de carga e para cada submercado.

O PLD é um valor determinado semanalmente, para cada patamar de carga e

submercado, com base no Custo Marginal de Operação e limitado a um preço máximo e

mínimo definidos em legislação vigente pela ANEEL. Conforme mencionado

anteriormente, a classificação dos horários em patamar de carga é determinada para

cada mês de apuração pelo ONS, e informados à CCEE para que sejam considerados no

Sistema de Contabilização e Liquidação (SCL).

2.6. Garantia Física (GF)

A garantia física do SIN corresponde à máxima quantidade de energia que este

sistema pode suprir a um dado critério de risco de garantia de suprimento. Em suma,

consiste na quantidade de demanda que o sistema consegue atender, com base no

histórico de vazão, aceitando um risco hidrológico de 5 % de escassez de energia. Este

bloco de energia é rateado entre todos os empreendimentos de geração que constituem o

sistema, a fim de se obter a garantia física por empreendimentos com vistas ao

atendimento da demanda, comercialização de energia via contratos e expansão da oferta

de energia.

29

2.6.1. GF definida em Ato Regulatório

O Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, regulamentou os dispositivos da Lei

nº 10.848, de 15 de março de 2004, atribuindo ao Ministério de Minas e Energia (MME)

a responsabilidade de definir a garantia física dos empreendimentos de geração. Em

determinados casos, este cálculo é realizada pela Empresa de Pesquisa Energética

(EPE).

Um empreendimento de geração, seja de fontes renováveis de energia ou não,

pode ter ou não uma garantia física definida em Ato Regulatório. Muitas vezes, esta

garantia é definida para a participação do empreendimento em leilões regulados de

energia e para fins de participação no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE).

2.6.2. Sazonalização

O agente proprietário do empreendimento de geração, que possuir GF definida

em Ato Regulatório, deverá sazonalizar o seu montante anual de garantia física

respeitando os limites de Potência Efetiva (EP) ou Capacidade Instalada da Usina

(CAP_T). A Garantia Física Sazonalizada (GFSAZ), aplicados os devidos fatores de

redução e de perdas, comporá o lastro de venda dos agentes conforme veremos abaixo.

Segue abaixo uma ilustração referente ao processo de sazonalização, e em seguida o

processo de modulação dos montantes de energia sazonalizados, que consiste na

distribuição dos montantes mensais em montantes horários de energia.

30

Figura 8 - Processo de Sazonalização e Modulação

2.6.3. Garantia Física Apurada

A Garantia Física Apurada (GFIS), calculado com base horária, é o que determina o

lastro de venda de uma usina, independentemente da usina possuir GF definida em Ato

Legislativo, ou não. Cada usina tem sua GFIS calculada com base em suas

características elétricas. Na apuração de penalidades de energia, utiliza-se o Total de

Garantia Física do Agente (TGFIS) que é composto pela soma mensal das Garantias

Físicas Apuradas de todas as usinas do agente proprietário. Para o cálculo destes

31

acrônimos, existe uma metodologia a ser seguida para cada tipo de usina. Entraremos

em maiores detalhes em uma análise posterior, no entanto um diagrama resumindo as

principais diferenças na forma de cálculo, sem considerar a aplicação dos principais

fatores de redução da garantia física e de perdas, para as usinas em operação comercial.

Tabela 2 - Garantia Física das Usinas Hidráulicas

Usinas Hidráulicas

Participante do MRE ? Possui GF definida ? Metodologia Simplificada

SIM - Garantia Física Sazonalizada

NÃO SIM Garantia Física Sazonalizada

NÃO Geração Final da Usina

Tabela 3 - Garantia Física das Usinas Não-Hidráulicas

Usinas Não-Hidráulicas

Possui GF definida? Modalidade de Despacho Metodologia Simplificada

SIM - Garantia Física Sazonalizada

NÃO

IA ou IIA Garantia Física Sazonalizada

IB, IIB ou III Geração Final da Usina

2.7. Apuração de Penalidades

O órgão regulador do setor elétrico monitora as estratégias adotadas pelos

agentes de mercado e os seus impactos no sistema. Por se tratar de um mercado

competitivo, a estratégia dominante para uma empresa é aquela que visa a maximização

de seus lucros. Muitas vezes, estas estratégias vão contra as premissas básicas de

confiabilidade de suprimento do modelo setorial. Com o intuito de inibir tais

32

comportamentos por partes das empresas, os agentes estão sujeitos às penalizações por

descumprimento de obrigações perante o Setor Elétrico Brasileiro.

A partir de Janeiro de 2005, o Decreto nº 5.163/2004 alterou a metodologia de

apuração dos limites de contratação, determinando que 100% do consumo dos Agentes

de Distribuição e dos Consumidores Livres sejam cobertos, em termos de energia e

potência, por intermédio de geração própria (autoprodução ou geração distribuída) e

contratos de compra de energia. A cobertura dos limites de contratação de potência,

entretanto, será realizada somente a partir de 2014 para estes agentes. O mesmo decreto

estabelece que os agentes vendedores devam constituir lastro para a venda de energia e

potência de 100% de seus contratos, sendo tal lastro constituído por garantia física

proporcionado por empreendimento de geração próprio ou de terceiros, nesse caso

mediante contratos de energia ou potência.

2.7.1. Energia

A Resolução Normativa ANEEL nº 109/2004 define, entre outros aspectos, que

a apuração das penalidades é realizada com base em uma janela móvel com horizonte de

12 meses. Quando os limites de contratação e lastro definidos pelas Regras de

Comercialização não são cumpridos, os agentes estão sujeitos à aplicação de

penalidades financeira resultante da valoração dos montantes de insuficiência

verificados, ou de cobertura contratual para os agentes de consumo, pelo maior valor

entre o Preço Médio de Liquidação das Diferenças (PMED) e o Valor Anual de

Referência (VR).

O Valor Anual de Referência (VR) é a média dos preços dos Leilões de Energia

Nova A-3 e A-5, que ocorrem de 3 a 5 anos antes, respectivamente, do início do ano de

33

suprimento, ponderada pelas energias contratadas nestes, atualizado pelo IPCA.

Conforme Ofício nº 015/2011 – SEM/ANEEL, de 18 de Janeiro de 2011, o VR a ser

utilizado para o ano de 2011 é de 151,20 (R$/MWh). Os gráficos abaixo comparam os

déficits e os superávits mensais com a insuficiência média e acumulada.

Figura 9 - Gráfico de Déficits e Superávits Mensais de Energia

Figura 10 - Gráfico de Insuficiências Média e Acumalada de Energia

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Lastro Défict Mensal Sobra Mensal Requisito

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

0 5

10 15 20 25 30 35 40 45

Insuficiência Acumulada Insuficiência Média

34

2.7.2. Potência

A insuficiência de potência é calculada diariamente pela CCEE, para os períodos

de comercialização pertencentes ao patamar de carga Pesado, e pode ser coberta

mediante negociações de potência de forma livre e direta entre os agentes, desde que as

sobras de potência coincidam com os déficits no mesmo período de apuração. A

eventual insuficiência remanescente, não coberta pelas negociações, será valorada ao

preço definida pela ANEEL.

2.8. Liquidação Financeira

A CCEE tem como atribuição legal promover a Liquidação Financeira das

operações referentes ao Mercado de Curto Prazo, nos termos da Convenção de

Comercialização. No processo de Liquidação Financeira ocorrem os pagamentos e

recebimentos financeiros decorrentes da operação do agente na CCEE. Estão entre estes

componentes a receita/despesa no spot, de Encargos de Serviço do Sistema, alocações

do MRE, e diversos ajustes financeiros.

2.9. Garantias Financeiras

As Garantias Financeiras são recursos financeiros aportados pelos agentes para

assegurar o cumprimento de obrigação de pagamento no âmbito da CCEE. O aporte é

calculado considerando as liquidações, presente e futuras, do Mercado de Curto Prazo.

O cálculo do valor do aporte das garantias considera um horizonte de seis meses: o mês

contabilizado anterior ao de cálculo (m-1); o mês de cálculo (m) a ser contabilizado; e

as previsões para os quatros meses subsequentes (m+1; m+2; m+3; m+4).

35

3. O Modelo

Ao final desta seção, teremos modelado dois sistemas lineares para análise do

problema de subcontratação de energia elétrica com base nas regras de comercialização

do mercado de energia. Para tal, apresentaremos as definições conceituais aqui

utilizadas na modelagem e na formulação matemática do problema, as variáveis de

entrada e de controle no modelo e, por fim, simularemos o caso de um agente

pertencente à Categoria de Geração com o objetivo final de analisarmos os resultados de

nosso estudo.

3.1. Definições Conceituais

As definições conceituais das dimensões de cada variável, as funções

indicadoras empregadas na definição dos conjuntos matemáticos utilizados na

formulação matemática do problema e as variáveis de entrada e de controle deste

modelo serão apresentadas aqui.

3.1.1. Dimensões

Neste estudo, os símbolos abaixo serão utilizados como dimensões de variáveis

do modelo, na definição de conjuntos matemáticos e em expressões algébricas na

formulação do problema de programação linear.

a. Agente - “a”

Refere-se a um determinado agente de mercado.

b. Contrato - “e”

Refere-se a um determinado contrato.

36

c. Submercado - “s”

Refere-se a um determinado submercado.

d. Usina - “p”

Refere-se a um determinado ativo de geração.

e. Período de Comercialização - “j”

Refere-se a um determinado Período de Comercialização.

f. Mês de Apuração - “m”

Refere-se a um determinado mês de apuração.

g. Ano de Apuração - “f”

Refere-se a um determinado ano de apuração.

h. Cenário - “c”

Refere-se a um determinado cenário.

3.1.2. Funções Indicadoras

As funções indicadoras descritas abaixo foram utilizadas para a definição dos

conjuntos necessários para se estabelecer as relações de pertinência com os operadores

matemáticos utilizados na modelagem e, consequentemente, na formulação matemática

dos problemas de programação linear apresentados.

37

a. FSE

b. FVE

c. FCE

d. FPE

e. FPU

f. FSU

g. FCCP

h. FCLP

3.1.3. Conjuntos

Com o auxilio das funções indicadoras estabelecidas, seguiremos para a

definição dos conjuntos matemáticos que serão utilizados neste trabalho.

38

a. Contratos Bilaterais de Curto Prazo

É o conjunto definido por todos os contratos bilaterais de curto prazo “e”

registrados no mercado de energia entre seus agentes “a”.

b. Contratos Bilaterais de Longo Prazo

É o conjunto definido por todos os contratos bilaterais de longo prazo “e”


c. Contratos Bilaterais

É o conjunto contendo todos os contratos bilaterais, de curto e longo prazo,


d. Usinas de Geração de Energia

representa o conjunto de todos os ativos de geração “p” analisados.

e. Submercados de Energia

representa o conjunto contendo todos os submercados “s” do SIN, ou seja,

Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), Sul (S), Nordeste (NE) e Norte (N).

39

f. Agentes de Mercado

representa o conjunto contendo todos os agentes “a” atuantes no mercado de

energia.

g. Contratos de Comercialização

representa o conjunto de todos os contratos de comercialização de energia “e”

registrados entre os agentes “a” atuantes no mercado de energia.

h. Períodos de Comercialização

representa o conjunto de todos os períodos de comercialização “j” contidos no

horizonte de análise.

i. Meses de Apuração

representa o conjunto de todos os meses de apuração “m” contidos no

horizonte de análise.

j. Anos de Apuração

representa o conjunto de todos os anos de apuração “f” contidos no horizonte

de análise.

k. Cenários Probabilísticos

É o conjunto de todos os cenários probabilísticos “c” de geração elétrica e de

Preços de Liquidação das Diferenças analisados.

40

l. Contratos de Venda do Agente

É o conjunto definido por todos os contratos de venda “e”, de curto e longo

prazos, vigentes no período de comercialização “j”, e em que o agente “a” é a parte

vendedora.

m. Contratos de Venda do Agente por Submercado


prazos, registrados no submercado de entrega “s”, vigentes no período de

comercialização “j”, e em que o agente “a” é a parte vendedora.

n. Contratos de Venda de Longo Prazo por Submercado

É o conjunto definido por todos os contratos de venda “e” de longo prazo

registrados no submercado de entrega “s”, vigentes no período de comercialização “j”, e

em que o agente “a” é a parte vendedora.

o. Contratos de Compra do Agente


prazos, vigentes no período de comercialização “j”, e em que o agente “a” é a parte

compradora.

41

p. Contratos de Compra do Agente por Submercado


prazos, registrados no submercado de entrega “s”, vigentes no período de

comercialização “j”, e em que o agente “a” é a parte compradora.

q. Contratos de Compra de Longo Prazo por Submercado

É o conjunto definido por todos os contratos de compra “e” de longo prazo

registrados no submercado de entrega “s”, vigentes no período de comercialização “j”, e


r. Usinas do Gerador Localizadas em um Submercado

É o conjunto definido por todas as usinas “p”, de propriedade do agente gerador

“a”, e localizadas no submercado “s”.

s. Usinas de Propriedade do Gerador

É o conjunto definido por todas as usinas “p” de propriedade do agente gerador

“a”.

t. Períodos de Comercialização do Mês

É o conjunto definido por todos os períodos de comercialização “j” pertencentes

ao mês de apuração “m”.

42

u. Meses de Apuração do Ano

É o conjunto definido por todos os meses de apuração “m” pertencentes ao ano

“f”.

v. Contratos de Venda de Curto Prazo

É o conjunto definido por todos os contratos de venda de curto prazo “e”,

registrados no submercado de entrega “s” e vigentes no período de comercialização “j”,


w. Contratos de Compra de Curto Prazo

É o conjunto definido por todos os contratos de compra de curto prazo “e”,

registrados no submercado de entrega “s” e vigente no período de comercialização “j”,

em que o agente “a” é a parte compradora.

x. Horizonte de Apuração da Média Móvel de 12 Meses

É o conjunto definido pelos 12 meses precedentes ao mês de apuração “m”, ou

seja, os últimos 12 meses anteriores ao mês “m”.

43

3.2. A Modelagem

A modelagem das Regras de Comercialização como um sistema de equações

lineares deve ser tal que contemple as especificidades de cada classe de agentes atuantes

no mercado livre de energia. Portanto, será demonstrado como modelar as principais

características para as classes de agente “Comercializador”, “Gerador” e “Consumidor

Livre”.

Serão consideradas as metodologias de cálculo presentes nas Regras de

Comercialização de forma simplificada e equivalente para efeitos de modelagem deste

sistema como um PPL.

3.2.1. Comercializador

A modelagem dos agentes pertencentes à Categoria “Comercialização” e Classe

“Comercializador”, sem ativos de geração e de consumo, mais conhecidos como

agentes comercializadores de energia, deve contemplar os montantes de energia

comercializados através de contratos de compra e venda de longo e curto prazo, a

liquidação do balanço energético no Mercado de Curto Prazo, a verificação da média

móvel de 12 meses de vendas contratuais acima de seu lastro de venda para fins de

apuração de penalidades por insuficiência de lastro de energia, assim como o processo

de sazonalização de seus contratos.

Serão consideradas restrições de limites anuais de venda de energia em contratos

bilaterais de curto prazo, e restrições de déficits mensais de contratação de energia para

uma análise dual sobre os efeitos destes déficits na Função Objetivo. A Função Objetivo

será a Receita Esperada do agente.

44

a. Receita no Mercado de Curto Prazo

A Receita no Mercado de Curto Prazo (RMCP) é o volume de energia liquidado

no MCP por submercado “s” e período de comercialização “j” pelo agente “a”. É

calculada através da valoração ao PLD das diferenças verificadas entre os recursos de

energia e os requisitos de energia do agente em cada cenário.

O recurso de energia de um Comercializador é igual ao montante total de energia

comprada em contratos bilaterais. O requisito de energia de um Comercializador é igual

ao montante total de energia vendida em contratos bilaterais.

Valores positivos representam recebimentos e valores negativos pagamentos de

montantes financeiros.

b. Receita Total Mensal no MCP

A Receita Total Mensal no MCP (RTMCP) do agente é calculada somando-se

sua Receita no Mercado de Curto Prazo (RMCP) em todos os submercados (CO/SE, S,

NE, N) e períodos de comercialização “j” pertencentes ao mês “m” para cada cenário.



45

c. Receita Contratual de Curto Prazo

A Receita Contratual de Curto Prazo (RCCP) do agente “a” é obtida através da

diferença entre o montante vendido e o montante comprado em contratos bilaterais de

curto prazo, valorada ao PLD nos respectivos períodos de comercialização

“j” e submercados “s” para cada cenário.



d. Receita Líquida Esperada

A Receita Líquida Esperada (RLE) é obtida pela ponderação da soma da Receita

Total no MCP (RTMCP) e a Receita Contratual de Curto Prazo (RCCP) em cada

cenário, pela probabilidade do cenário em questão ocorrer. Resumidamente, é dada pelo

Valor Esperado da soma da Receita Total Mensal no MCP e da Receita Contratual de

Curto Prazo do agente “a” em determinado mês “m”.



46

e. Déficit Mensal de Contratação de Energia

O Déficit Mensal de Contratação de Energia (DEF) do agente “a” é calculado

pela diferença entre o Requisito de Energia e o Lastro de Energia, no mês de apuração

“m”, para cada cenário.

O requisito de energia de um Comercializador é igual ao montante total de

energia vendida em contratos bilaterais. O lastro de energia de um Comercializador,

conhecido como Lastro de Venda de Energia, é igual ao montante total de energia

comprada em contratos bilaterais.

f. Restrição do Déficit Médio Mensal

O Déficit Mensal Médio é calculado através da ponderação do Déficit Mensal de

Contratação de Energia (DEF) do agente “a”, em determinado mês "m” e em cada

cenário, pela probabilidade do mesmo cenário ocorrer. Resumidamente, é dado pelo

Valor Esperado do Déficit Mensal de Contratação de Energia do agente.

A restrição abaixo é utilizada para mensurar a sensibilidade da variação da

função objetivo, através de análise dual, em decorrência de um incremento no Déficit

Médio Mensal de Energia. Em nosso modelo, este valor é limitado por um montante

arbitrário X.

47

g. Restrição do Limite de Venda Anual no Curto Prazo

O Limite de Venda Anual no Curto Prazo é calculado somando-se o montante

vendido em contratos bilaterais de curto prazo ao longo dos meses “m” pertencentes ao

ano “f”. Este montante de energia tem seu limite superior definido pelo valor arbitrário

M..

Esta restrição é necessária para que o Problema de Programação Linear (PPL)

não se torne unbounded, ou seja, ilimitado.

h. Receita Esperada

A Receita Esperada (RESP) do agente “a” é igual à soma de suas Receitas

Líquidas Esperadas (RLE) ao longo dos meses “m” pertencentes ao ano de apuração “f”.

i. Insuficiência Contratual de Energia Acumulada

A Insuficiência Contratual de Energia Acumulada (ICEA) do agente “a” é

calculada pela soma dos Déficits Mensais de Contratação de Energia (DEF) dos 12

meses precedentes ao mês de apuração “m”.

48

j. Preço de Referência para Penalização de Energia

As Regras de Comercialização vigentes definem o Preço de Referência para

Penalização de Energia (PREF) como o maior valor entre o Valor Anual de Referência

(VR) do ano de apuração “f” e o Preço Médio de Liquidação das Diferenças (PMED) do

mês de apuração “m”. Em nosso modelo, com a exceção do VR, os preços são

calculados por cenário.

k. Penalidade por Insuficiência Contratual de Energia

A Penalidade por Insuficiência Contratual de Energia (PICE) é calculada através

da aplicação do Preço de Referência para Penalização (PREF) a um doze avos da

Insuficiência Contratual de Energia Acumulada (ICEA), ou seja, à média móvel dos

últimos doze meses desta insuficiência de energia do agente “a” no respectivo mês de

apuração “m”.

l. Penalidade Proposta por Déficit de Energia

A Penalidade Proposta por Déficit de Energia (PPD) ao agente “a” no mês de

apuração “m” é determinada pela aplicação do Preço-Base para Penalização (PBP) ao

Déficit Mensal de Contratação de Energia (DEF). O Preço-Base para Penalização é

determinado pela análise dual da restrição do déficit médio mensal.

49

m. Penalidade de Energia Esperada

A Penalidade de Energia Esperada (PEE) é determinada pelo Valor Esperado

das Penalidades por Insuficiências Contratuais de Energia (PICE) verificadas em cada

cenário probabilístico. Este valor é calculado para o agente “a” no mês de apuração

“m”.

n. Penalidade Proposta Esperada

A Penalidade Proposta Esperada (PPE) é dada pelo Valor Esperado das

Penalidades Propostas por Déficits de Energia (PPD) verificados para o agente “a”, no

mês de apuração “m”, e em cada cenário probabilístico.

o. Penalidade Anual de Energia

A Penalidade Anual de Energia (PEN) é a soma das Penalidades Propostas Esperadas

(PPE) de todos os meses “m” pertencentes ao ano de apuração “f” para o agente “a”.

50

3.2.2. Gerador

A modelagem dos agentes pertencentes à Categoria “Geração” e Classes

“Gerador” ou “Produtor Independente”, proprietários exclusivamente de ativos de

geração, deve contemplar os montantes de energia comercializados através de contratos

de compra e venda de longo e curto prazo, e a composição da geração de energia no

balanço energético liquidado ao Mercado de Curto Prazo, a garantia física apurada de

seus empreendimentos e a verificação da média móvel de 12 meses de vendas

contratuais acima de seu lastro de venda para fins de apuração de penalidades por

insuficiência de lastro de energia, assim como o processo de sazonalização de seus

contratos e das garantias físicas de suas usinas. Serão consideradas as metodologias de

cálculo presentes nas Regras de Comercialização de forma simplificada e equivalente

para efeitos de modelagem deste sistema como um PPL.

Serão considerados limites mensais e anuais para a sazonalização de garantia

física de seus empreendimentos de geração, limites anuais de venda de energia em

contratos bilaterais de curto prazo, e restrições de déficits mensais de contratação de

energia para uma análise dual sobre os efeitos destes déficits na Função Objetivo. A

Função Objetivo será a Receita Esperada do agente em análise.



no Mercado Spot por submercado “s” e período de comercialização “j” pelo agente “a”.

É calculada através da valoração ao PLD das diferenças verificadas entre os recursos de


O recurso de energia de um Gerador é igual ao montante total de energia

comprada em contratos bilaterais, somado aos montantes totais de geração final das

51

usinas de propriedade do agente. O requisito de energia de um Gerador é igual ao

montante total de energia vendida em contratos bilaterais.

Valores positivos representam recebimentos e valores negativos representam

pagamentos de montantes financeiros.

b. Receita Total Mensal do MCP

A Receita Total Mensal do MCP (RTMCP) do agente é calculada somando-se






A Receita Contratual de Curto Prazo (RCCP) do agente “a” é obtida através da

diferença entre o montante vendido e o montante comprado em contratos bilaterais de

curto prazo, valorada ao PLD nos respectivos períodos de comercialização

“j” e submercados “s” para cada cenário.

52





Total no MCP (RTMCP) e o Receita Contratual de Curto Prazo (RCCP) em cada







O Déficit Mensal de Contratação de Energia (DEF) do agente “a” é calculado

pela diferença entre o Requisito de Energia e o Lastro de Energia, no mês de apuração

“m”, para cada cenário.

O requisito de energia de um Gerador é igual ao montante total de energia

vendida em contratos bilaterais. O lastro de energia de um Gerador, conhecido como

Lastro de Venda de Energia, é igual ao montante total de energia comprada em

53

contratos bilaterais, somando-se os montantes totais de garantia física apurada das

usinas de propriedade do agente.



Contratação de Energia (DEF) do agente “a”, em determinado mês “m” e em cada

cenário, pela probabilidade do mesmo cenário ocorrer. Resumidamente, é dado pelo

Valor Esperado do Déficit Mensal do agente.

A restrição abaixo é utilizada para identificar a sensibilidade da variação da

função objetivo, através de análise dual, em decorrência de um incremento no Déficit

Médio Mensal. Em nosso modelo, este valor é limitado por um montante arbitrário X.

g. Restrição do Limite de Venda Anual no Curto Prazo

O Limite de Venda Anual no Curto Prazo é calculado somando-se o montante

vendido em contratos bilaterais de curto prazo ao longo dos meses “m” pertencentes ao

ano “f”. Este montante de energia tem seu limite superior definido pelo valor arbitrário

M.

54

Esta restrição é necessária para que o Problema de Programação Linear (PPL)

não se torne unbounded, ou seja, ilimitado.

h. Receita Esperada



i. Restrição do Limite Mensal de Sazonalização da GF

O agente deverá sazonalizar as Garantias Físicas de suas usinas, ou seja,

distribuir o montante anual em montantes mensais de energia (MWh) de seus ativos de

geração para todos os meses para cada ano de apuração “f”. O montante mensal deve

respeitar o limite mensal de Potência Efetiva da Usina (EP) para as usinas hidráulicas

participantes do MRE ou o limite mensal da Capacidade Total Instalada da Usina

(CAP_T) para as demais usinas. Portanto, o montante sazonalizado deverá ser igual ou

inferior à potência/capacidade multiplicada pelo número de horas do mês em questão.

55

Usinas que possuem Potência Efetiva

Usinas que possuem Capacidade Instalada Total

j. Restrição do Limite Anual de Sazonalização da GF

A soma dos montantes sazonalizados de Garantia Física, em MWh, deverá ser

igual à Garantia Física anual do empreendimento. Portanto, a soma dos montantes

mensais da Garantia Física Sazonalizada (GFSAZ) deverá ser igual ao montante anual

de Garantia Física do empreendimento, ou seja, igual à Garantia Física Definida em Ato

Regulatório (GF), em MW, multiplicada pelo número de horas do ano de apuração “m”.

k. Garantia Física Apurada

A Garantia Física Apurada (GFIS) de uma usina é calculada aplicando-se os

devidos fatores de perdas e redução em sua garantia física, ou em nosso caso, os fatores

de atenuação equivalentes. A rigor, estes fatores deveriam ser aplicados em cada

período de comercialização. No entanto, para fins de simplificação, aplicaremos fatores

mensais equivalentes para a determinação do GFIS. Portanto, consideraremos este

acrônimo como sendo uma variável mensal. Abaixo, seguem as diferentes metodologias

de cálculo das Regras de Comercialização.

56

Usinas Hidráulicas

i. Participantes do MRE

ii. Não Participante do MRE

1. Com GF Definida em Legislação

2. Sem GF Definida em Legislação

Usinas Não Hidráulicas

i. Com GF Definida em Legislação

ii. Sem GF Definida em Legislação

1. Modalidade de Despacho IA ou IIA

2. Modalidade de Despacho IB, IIB ou III

l. Total de Garantia Física do Gerador

O Total de Garantia Física (TGFIS) de um agente Gerador é igual à soma das

Garantias Físicas Apuradas (GFIS) das usinas de propriedade do agente.

57

m. Insuficiência Contratual de Energia Acumulada


calculada pela soma dos Déficits Mensais de Contratação de Energia (DEF) dos 12

(doze) meses precedentes ao mês de apuração “m”.

n. Preço de Referência para Penalização de Energia






o. Penalidade por Insuficiência Contratual de Energia

A Penalidade por Insuficiência Contratual de Energia (PICE) é calculada através

da aplicação do Preço de Referência para Penalização (PREF) a um doze avos da

Insuficiência Contratual de Energia Acumulada (ICEA), ou seja, à média móvel dos

últimos 12 (doze) meses desta insuficiência de energia do agente “a” no respectivo mês

de apuração “m”.

p. Penalidade Proposta por Déficit de Energia

A Penalidade Proposta por Déficit de Energia (PPD) ao agente “a” no mês de

apuração “m” é determinada pela aplicação do Preço-Base para Penalização (PBP) ao

58

Déficit Mensal de Contratação de Energia (DEF). O Preço-Base para Penalização é

determinado pela análise dual da restrição do déficit médio mensal.

q. Penalidade de Energia Esperada

A Penalidade de Energia Esperada (PEE) é determinada pelo Valor Esperado

das Penalidades por Insuficiências Contratuais de Energia (PICE) verificadas em cada


“m”.

r. Penalidade Proposta Esperada

A Penalidade de Proposta Esperada (PPE) é dada pelo Valor Esperado das



s. Penalidade Anual de Energia

59

A Penalidade Anual de Energia (PEN) é a soma das Penalidades Propostas

Esperadas (PPE) de todos os meses “m” pertencentes ao ano de apuração “f” para o

agente “a”.

3.2.3. Consumidor Livre

A modelagem dos agentes pertencentes à Categoria “Comercialização” e Classe

“Consumidor Livre”, proprietários somente de ativos de consumo, deve contemplar os

montantes de energia contratados através de contratos bilaterais de compra de energia

de longo e curto prazo, e o consumo verificado no balanço energético, a liquidação

deste balanço energético no Mercado de Curto Prazo, a verificação da média móvel de

12 meses de cobertura contratual do consumo para fins de apuração de penalidades por

insuficiência de contratação de seu consumo, assim como o processo de sazonalização

de seus contratos de compra.

Cabe ressaltar sobre o consumidor, a este não é permitida a venda energia

elétrica no mercado livre através de contratos bilaterais e, portanto, não serão

consideradas as restrições de limites anuais de venda de energia em contratos no ACL.

As restrições de déficits mensais de cobertura contratual de energia serão consideradas

para a análise dual sobre os efeitos destes déficits na Função Objetivo. A Função

Objetivo será a Receita Esperada do agente.



no MCP por submercado “s” e período de comercialização “j” pelo agente “a”. É

60

calculada através da valoração ao PLD das diferenças verificadas entre os recursos de


O recurso de energia de um Consumidor Livre é igual ao montante total de

energia comprada em contratos bilaterais. O requisito de energia de um Consumidor

Livre é igual aos montantes totais de consumo final da(s) carga(s) de propriedade do

agente.

Valores positivos representam recebimentos e valores negativos representam

pagamentos de montantes financeiros.

b. Receita Total Mensal do MCP

A Receita Total Mensal do MCP (RTMCP) do agente é calculada somando-se





61


A Receita Contratual de Curto Prazo (RCCP) do agente “a” é obtida através do

montante comprado em contratos bilaterais de curto prazo, valorado ao PLD

nos respectivos períodos de comercialização “j” e submercados “s” para cada cenário.





Total no MCP (RTMCP) e a Receita Contratual de Curto Prazo (RCCP) em cada






62


O Déficit Mensal de Cobertura Contratual de Energia (DEF) do agente “a” é

calculado pela diferença entre o Requisito de Energia e a Cobertura Contratual, no mês

de apuração “m”, para cada cenário.

O requisito de energia de um Consumidor Livre é igual montante de consumo

verificado de sua(s) carga(s). O recurso de energia de um Consumidor Livre, conhecido

como Cobertura Contratual de Energia, é igual ao montante total de energia comprada

em contratos bilaterais.



Cobertura Contratual de Energia (DEF) do agente “a”, em determinado mês “m” e em

cada cenário, pela probabilidade do mesmo cenário ocorrer. Resumidamente, é dado

pelo Valor Esperado do Déficit Mensal de Cobertura Contratual de Energia do agente.

A restrição abaixo é utilizada para mensurar a sensibilidade da variação da função

objetivo, através de análise dual, em decorrência de um incremento no Déficit Médio

Mensal de Energia. Em nosso modelo, este valor é limitado por um montante arbitrário

X.

63

g. Receita Esperada



h. Insuficiência Contratual de Energia Acumulada


calculada pela soma dos Déficits Mensais de Cobertura Contratual de Energia (DEF)

dos 12 meses precedentes ao mês de apuração “m”.

i. Preço de Referência para Penalização de Energia






64

j. Penalidade por Insuficiência Contratual de Energia

A Penalidade por Insuficiência de Contratual de Energia (PICE) é calculada

através da aplicação do Preço de Referência para Penalização (PREF) a um doze avos

da Insuficiência de Cobertura de Energia Acumulada (ICEA), ou seja, a média móvel

dos últimos doze meses desta insuficiência de energia do agente “a” no respectivo mês

de apuração “m”.

k. Penalidade Proposta por Déficit de Energia

A Penalidade Proposta por Déficit de Energia (PPD) ao agente “a”, no mês de

apuração “m”, é determinada pela aplicação do Preço-Base para Penalização (PBP) ao

Déficit Mensal de Energia (DEF). O Preço-Base para Penalização é determinado pela

análise dual da restrição do déficit médio mensal.

l. Penalidade de Energia Esperada

A Penalidade de Energia Esperada (PEE) é determinada pelo Valor Esperado das

Penalidades por Insuficiências de Contratuais de Energia (PICE) verificadas em cada


“m”.

65

m. Penalidade Proposta Esperada

A Penalidade Proposta Esperada (PPE) é dada pelo Valor Esperado das



n. Penalidade Anual de Energia

A Penalidade Anual de Energia (PEN) é a soma das Penalidades Propostas

Esperadas (PPE) de todos os meses “m” pertencentes ao ano de apuração “f” para o

agente “a”.

66

3.3. Formulação Matemática

Agora que sabemos como modelar as especificidades de cada classe de agentes

e, consequentemente, as variáveis e restrições necessárias ao nosso estudo,

apresentaremos as formulações matemáticas para dois tipos de Problema de

Programação Linear: a “Visão do Regulador” e a “Visão do Agente”.

3.3.1. Visão do Regulador

sujeito a:

67

Onde:

é a variável de controle que representa o montante total vendido em contratos

bilaterais de curto prazo

é a variável de controle que representa o montante total comprado em contratos


é a variável de controle que representa a receita do agente no mercado de curto

prazo

é a variável de controle que representa a receita total mensal do agente no mercado

de curto prazo

é a variável de controle que representa a receita contratual de curto prazo do agente

é a variável de controle que representa a receita contratual mensal de curto prazo

é a variável de controle que representa o montante de garantia física apurada da

usina

é a variável de controle que representa o déficit mensal de cobertura contratual de

energia

é a variável de controle que representa a garantia física sazonalizada da usina

é a variável de entrada Preço de Liquidação das Diferenças

é a variável de entrada que representa o markup do agente.

é a variável de entrada que representa a probabilidade do cenário

é o nível de déficit médio mensal estabelecido para a análise dual

é a variável de entrada que representa o limite anual de montante de energia vendida

em contratos bilaterais de curto prazo.

68

é o RHS desta restrição definido como:


é o RHS da restrição do limite mensal de sazonalização da garantia física e é

definido como:

é o RHS da restrição do montante anual para sazonalização da garantia física e é

definido como:

69

3.3.2. Visão do Agente

sujeito a:

70

Onde:

é a variável de controle que representa o montante total vendido em contratos


é a variável de controle que representa o montante total comprado em contratos


é a variável de controle que representa a receita do agente no mercado de curto

prazo

é a variável de controle que representa a receita total mensal do agente no mercado

de curto prazo

é a variável de controle que representa a receita contratual de curto prazo do agente

é a variável de controle que representa a receita contratual mensal de curto prazo do

agente

é a variável de controle que representa o montante de garantia física apurada da

usina

é a variável de controle que representa o déficit mensal contratual de energia

é a variável de controle que representa a garantia física sazonalizada da usina

é a variável de controle que representa a insuficiência contratual de energia

acumulada

é a variável de controle que representa a penalização por insuficiência contratual

de energia acumulada

é a variável de controle que representa a penalização proposta por déficit de

energia

é a variável de controle que representa a penalidade de energia esperada

71

é a variável de controle que representa a penalidade proposta de energia esperada

é a variável de controle que representa a penalidade anual de energia proposta

é a variável de entrada Preço de Liquidação das Diferenças

é a variável de entrada que representa o markup do agente.

é a variável de entrada que representa a probabilidade do cenário

é o nível de déficit médio mensal estabelecido para a análise dual

é a variável de entrada que representa o limite anual de montante de energia vendida

em contratos bilaterais de curto prazo.



é o RHS da restrição do limite mensal de sazonalização da garantia física e é

definido como:

72

é o RHS da restrição do montante anual para sazonalização da garantia física e é

definido como:

é a variável de entrada que representa o Preço de Referência para Penalização de

Energia e é definido como:

3.4. Resultados

Para a obtenção de resultados, modelamos dois portfólios de contratação de

energia e venda de lastro de usinas para o caso de um agente Gerador.

O primeiro portfólio apresenta a visão do regulador, onde se busca a determinação de

um preço de penalização para uma nova metodologia de apuração de insuficiência de

lastro de energia que venha a inibir as forças de mercado que impulsionam o agente a

incorrer em déficit de contratação de energia elétrica.

O segundo portfólio apresenta a visão do agente, onde o mesmo busca a

otimização de seus ganhos no mercado de energia. Neste portfólio, não limitaremos o

déficit do agente através de restrições, porém, utilizando-se os resultados obtidos da

simulação da visão do regulador, inibiremos a ocorrência de déficits mensais de energia

através da penalização proposta no estudo.

Em nossas simulações foi considerado um agente da Categoria “Geração”, com

dois ativos de geração hidráulica com Garantia Física definida em Ato Regulatório, não

73

participante do MRE, localizados em submercados diferentes (Sul e Sudeste) e com

modalidade de despacho tipo III. Será considerada uma carteira de contratos de longo

prazo pré-definida (fixa) e uma contratação de curto prazo variável. Os contratos

realizados no curto prazo, negociados a PLD + 10%, e a sazonalização da garantia física

dos empreendimentos serão variáveis de controle. Para efeito de comparação, serão

calculadas as penalidades através de duas formas, a primeira conforme a atual

metodologia de apuração e a segunda conforma a metodologia proposta neste estudo.

Foram considerados dois cenários probabilísticos de PLD, ambos com 50% de

probabilidade de ocorrência.

Abaixo segue o descritivo das principais considerações feitas em cada

simulação.

3.4.1. Simulação 01

Em nossa primeira simulação, decidimos verificar o déficit mensal máximo

ocorrido quando o agente é guiado, cegamente, pelas forças de mercado que levam à

maximização de sua Receita Esperada Anual. Portanto, nesta simulação a nossa função

objetivo será dada pela Receita Esperada Anual do Gerador e esta será maximizada sem

as restrições de déficit mensal médio consideradas na visão do regulador. Com os

resultados, podemos analisar qual é a tendência “gananciosa” do agente supondo que ele

não seja penalizado. Segue um quadro de resumo e os gráficos obtidos a partir desta

simulação.

74

Tabela 4 - Resultados da Simulação 01

GERADOR 01 RESULTADOS - SIM 01

F.O. Receita Esperada Anual (R$/MWh) 22.420.532,90

Déficit Máximo (MWh) 1.726.982,82

Déficit Mensal Médio (MWh) 1.698.502,90

MM Médio (MWh) 1.569.994,83

Receita MCP(R$) 296.500.846,18-

Lucro Contratual (R$) 318.921.379,08

Penalidade Atual (R$) 237.383.218,75

Penalidade Proposta (R$) 13.376.342,18

Receita Líquida Atual(R$) 214.962.685,85-

Ao maximizarmos a Função Objetivo, o agente obteve uma Receita Esperada

Anual de R$ 22.420.532,90 através de uma estratégia que registrou um Déficit Máximo

no montante de 1.726.532,90 (MWh) e um Déficit Mensal Médio de 1.698.502,90

(MWh) nos cenários probabilísticos. Consequentemente, o lucro contratual médio e a

despesa no MCP foram elevados, neste caso nos montantes de R$ 318.921.379,08 e R$

296.500.846,18 respectivamente. O gráfico abaixo ilustra tal situação, além de comparar

com o montante de penalidades que seria aplicado caso utilizássemos a metodologia

proposta.

75

Figura 11 - Simulação 01 - Lucro Contratual x MCP x Penalidade Proposta

Observa-se no gráfico abaixo que, pela metodologia vigente de apuração de

penalidades, seria verificada uma insuficiência de lastro médio de 1.569.994,83 (MWh)

na média móvel. As penalidades resultariam um montante financeiro de R$

237.383.218,75, valor este muito superior ao de sua Receita Esperada Anual de R$

22.420.532,90. Se fosse utilizada a penalização proposta de apuração, a penalidade

totalizaria R$ 13.376.342,18.

R$-

R$50,00

R$100,00

R$150,00

R$200,00

R$250,00

R$300,00

R$350,00

Visão do Agente

Mill

ion

s

Lucro Contratual Despesa no MCP Penalidade Proposta

76

Figura 12 - Simulação 01 - Penalidade Vigente x Penalidade Proposta

Ainda pode ser constatado que, decorrente do déficit no balanço energético do

agente, ocorreu um pagamento de R$ 296.500.846,18 no Mercado de Curto Prazo. Em

nossa próxima simulação, veremos como foi calculado o preço proposta para esta

penalização.


Esta simulação é similar à primeira, pois buscamos a maximização da Receita

Esperada Anual do Gerador, no entanto, restringimos os Déficits Mensais Médios a 1

(MWh) para uma análise de sensibilidade. Com a análise dual desta restrição,

descobriremos quanto será a variação na função objetivo decorrente do incremento de 1

unidade de energia (MWh) no déficit médio de cada mês. Com o resultado, saberemos o

break-even do déficit, ou seja, quanto deve ser o preço base de penalização para inibir a

R$-

R$50,00

R$100,00

R$150,00

R$200,00

R$250,00

Visão do Agente

Mill

ion

s

Receita Esperada Anual Penalidade Vigente Penalidade Proposta

77

ocorrência de insuficiência de contratação por parte do agente. Esta simulação

representa os interesses do regulador no sentido de determinar o custo do déficit de

contratação do mercado.

Segue o quadro de resumo e os gráficos obtidos a partir desta simulação.




Déficit Máximo (MWh) 2,00

Déficit Mensal Médio (MWh) 1,00

MM Médio (MWh) 1,00

Receita MCP(R$) 175.220.101,17-


Penalidade Atual (R$) 831,60

Penalidade Proposta (R$) 58,40

Receita Líquida Atual(R$) 10.291.626,80

Receita Líquida Proposta(R$) 10.292.400,00

Preço Médio Verificado (R$/MWh) 4,87

Preço Máximo Verificado (R$/MWh) 7,80

Preço Mínimo Verificado (R$/MWh) 3,90

Ao maximizarmos a Função Objetivo (F.O.) do agente, a Receita Esperada

Anual foi no montante de R$ 10.292.458,40, menor que a da simulação anterior,

decorrente do atendimento às restrições de limitação dos Déficits Mensais Médios de

Energia. Consequentemente, o lucro contratual médio foi inferior, resultando no

montante de R$ 185.512.559,57. Contudo, a despesa no mercado “spot” foi no montante

de R$ 175.220.101,17, significativamente inferior aos registrados na simulação 01. O

gráfico abaixo ilustra tal situação, além de comparar com o montante de penalidades

que seria aplicado caso utilizássemos a metodologia proposta.

78


Observa-se no gráfico abaixo que, pela metodologia vigente de apuração de

penalidades, seria verificada uma insuficiência de lastro médio de 1,00 (MWh) na média

móvel e a penalidade resultaria em R$ 831,60. A análise dual das restrições de déficit

nos levou a preços-base para penalização em média de 4,87 (R$/MWh), sendo o maior e

menor preços verificados de 7,80 (R$/MWh) e 3,90 (R$/MWh), respectivamente. Se

fosse utilizada a penalização proposta de apuração, a penalidade totalizaria R$ 58,40.

Pode-se verificar um valor menor, a ser pago no mercado de curto prazo, quando

comparado à simulação 01, decorrente do pequeno déficit mensal de lastro de energia

permitido pelas restrições impostas pelo regulador neste caso.

R$-

R$20,00

R$40,00

R$60,00

R$80,00

R$100,00

R$120,00

R$140,00

R$160,00

R$180,00

R$200,00

Visão do Regulador

Mill

ion

s


79


Ainda pode ser constatado que, decorrente do déficit no balanço energético do

agente, ocorreu um pagamento de R$ 296.500.846,18 no Mercado de Curto Prazo. Em

nossa próxima simulação, veremos como foi calculado o preço proposta para esta

penalização.


Nesta simulação, implementamos os resultados obtidos na visão do gerador ao

problema do agente de forma a verificar se a alteração na metodologia de penalidades

apresentará os efeitos desejados na operação do agente no mercado de energia.

Alteramos a função objetivo de forma a considerar o valor da penalidade a ser paga pelo

agente pelo déficit verificado na receita final do agente. Ou seja, buscamos maximizar o

Lucro Final composto pela Receita Esperada Anual subtraindo-se as penalidades

R$-

R$100,00

R$200,00

R$300,00

R$400,00

R$500,00

R$600,00

R$700,00

R$800,00

R$900,00

Visão do Regulador

Penalidade Vigente Penalidade Proposta

80

sofridas, onde a penalização é valorada com base nos “Break-evens” obtidos na análise

de sensibilidade da simulação 02, sem as restrições de déficit mensal médio, e com a

metodologia proposta. Com isto, observaremos a efetiva ação inibidora sobre o déficit

de mensal de lastro deste estudo.




Déficit Máximo (MWh) -

Déficit Mensal Médio (MWh) -

Receita MCP(R$) 175.219.517,17-


Penalidade Atual (R$) -

Receita Líquida Atual(R$) 10.292.400,00




Os resultados mostram que não ocorreu déficit em nenhum dos cenários

probabilísticos. Tanto o Déficit Máximo quanto o Déficit Mensal Médio verificados

foram iguais a zero (MWh), ou seja, constatamos a ação inibidora sobre os ganhos

indevidos decorrentes das estratégias de déficits mensais de lastro de energia adotadas

pelos agentes através da metodologia proposta. Conforme apresentaremos no gráfico

abaixo, a despesa no MCP foi de R$ 175.219.517,17 e o lucro contratual foi de R$

185.511.917,17. Consequentemente, gerou-se uma Receita Líquida ao agente igual a R$

10.292.400,00, valor este muito próximo ao que foi verificado na simulação 02 em que

81

foi estabelecido um nível médio de déficit mensal de energia de 1 (MWh) através de

restrições no PPL.



Com o intuito de verificar a veracidade dos preços-base calculados na Simulação

02 e utilizados na simulação 03, foi proposta uma quarta simulação. Nesta simulação,

faremos as mesmas considerações que as da simulação 03, no entanto, consideraremos o

break-even abatido de R$ 0,01 (menor valor monetário possível, um centavo de Reais)

para confirmarmos se este preço proposto é realmente o limite inferior para inibir uma

estratégia de mercado que se beneficia do déficit mensal médio em relação ao preço

“spot” em cada mês de apuração.

R$-

R$20,00

R$40,00

R$60,00

R$80,00

R$100,00

R$120,00

R$140,00

R$160,00

R$180,00

R$200,00

Visão do Agente

Mill

ion

s


82




Déficit Máximo (MWh) 793.224,68

Déficit Mensal Médio (MWh) 396.612,34

MM Médio (MWh) 725.582,73

Receita MCP(R$) 234.844.963,08-


Penalidade Atual (R$) 109.708.108,06

Penalidade Proposta (R$) 5.953.909,68

Receita Líquida Atual(R$) 93.453.163,47-

Receita Líquida Proposta (R$) 10.301.034,91




Ao utilizarmos os preços propostos, ligeiramente abatidos de um centavo de

reais, e mantendo o modelo da simulação 03, tivemos como resultado a tabela acima.

Faremos uma comparação entre a apuração da penalidade de energia atual e a proposta

para estes cenários onde as duas metodologias de penalização podem ser analisadas

simultaneamente.

Nestas novas condições, o agente optou por aceitar a penalização por

insuficiência de lastro de energia em razão do lucro contratual que obteve decorrente de

vendas descasadas de energia. O Déficit Máximo verificado foi de 793.224,68 (MWh) e

o Déficit Mensal Médio foi de 396.612,34 (MWh). Podemos concluir então que os

preços obtidos da simulação 03 realmente são os “break-evens” da penalização por

insuficiência de energia proposta.

83


Com o auxilio do gráfico acima, comparemos os efeitos financeiros sobre o

agente decorrente de ambas as metodologias de apuração de penalidades de energia aqui

analisadas. Utilizando-se o preço ajustado desta simulação, o agente seria penalizado, na

média, em R$ 5.953.909,68, gerando assim uma Receita Líquida no montante de R$

10.301.034,91.

Na metodologia atual, onde o preço utilizado para se valorar a insuficiência de

lastro na média móvel de 12 meses é o maior valor entre o PLD médio e o Valor Anual

de Referência, a penalização foi no montante total de R$ 109.708.108,06, gerando assim

uma Receita Liquida de R$ (93.453.163,47). O gráfico abaixo mostra os impactos

financeiros decorrentes das duas metodologias.

R$-

R$20.000.000,00

R$40.000.000,00

R$60.000.000,00

R$80.000.000,00

R$100.000.000,00

R$120.000.000,00

Visão do Agente

Penalidade Vigente Penalidade Proposta

84

Figura 17 - Simulação 04 - Metodologia Vigente x Metodologia Proposta

Ao compararmos os déficits médios e máximos das simulações 01, 03 e 04,

verifica-se o gráfico da página seguinte.

R$-

R$100,00

R$200,00

R$300,00

R$400,00

R$500,00

R$600,00

Simulação 04 - Visão do Agente - Metodologia Vigente

Simulação 04 - Visão do Agente - Metodologia Proposta

Mill

ion

s

Lucro Contratual Despesa no MCP Penalidades

85

Figura 18 - Resultados Finais das Simulações

Com isto, concluímos que:

A metodologia de penalização estudada neste trabalho, ou seja, através da

valoração do déficit mensal de energia ao custo de oportunidade do agente de

cometê-lo, apresenta os efeitos inibidores do déficit conforme simulação 03; e

A simulação 04 comprova que o preço-base de penalização, calculado na

simulação 03 através da análise de sensibilidade do déficit mensal de energia, é

o custo de oportunidade da adoção de uma estratégia de subcontratação pelo

agente de mercado, neste cenário estudado.

-

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

Simulação 01 Simulação 03 Simulação 04

Mill

ion

s

Déficit Médio Déficit Máximo

86

4. Conclusão

O mercado de energia elétrica esteve em crescente expansão na última década

decorrente das reformas do setor elétrico brasileiro. No entanto, ainda é um mercado em

seu estado embrionário de evolução e exige que o regulador do sistema estude os efeitos

de suas políticas energéticas sobre os players de forma a mantê-lo confiável e

competitivo.

Por ser um mercado dinâmico e complexo, do ponto de vista regulatório e

operacional, é necessário elaborar um conjunto de regras e procedimentos de

comercialização de energia que preserve a atratividade do negócio para a iniciativa

privada e a segurança energética necessário ao desenvolvimento do país. Neste sentido,

a agência reguladora se depara com um trade-off que precisam ser equilibrado de modo

a alcançar resultados satisfatórios no que tange a viabilidade econômica para as

empresas atuantes no setor de energia e a segurança de suprimento energético do país.

Este equilíbrio está longe de ser trivial e também não está perto de ser alcançado.

No entanto, podemos estudar o desenho de mercado e desenvolver ferramentas

computacionais que auxiliem o regulador na tomada de decisão em questões

envolvendo políticas energéticas e regulação de mercado. Além disto, precisamos

acompanhar os resultados obtidos decorrentes de alterações na regulamentação e tomar

novas decisões caso não se obtenha os efeitos esperados. Por se tratar de uma

“commodity” de elevada importância para o crescimento econômico-social do Brasil, as

leis, os decretos e as resoluções devem ser flexíveis até o ponto em que não se afeta a

população do país e a saúde financeira das empresas atuantes na economia brasileira.

87

O estudo apresentado neste trabalho almeja avaliar o modelo setorial de

subcontratação de energia de um ponto de vista imparcial, e por isto a necessidade de se

modelar dois sistemas: um para o Regulador e outro para o Agente de Mercado.

Utilizamos um modelo para auxiliar o regulador na reformulação das regras do mercado

e desta forma um sistema de apoio à tomada de decisão para o mesmo. Com a análise

dos resultados obtidos, verificamos os efeitos desta política sobre o mercado através dos

impactos ocasionados no modelo do Agente de Mercado.

Em nosso estudo, observamos que o agente enfrenta uma penalização fora de

proporções quando comparada aos possíveis lucros que o mesmo poderia auferir ao

operar no mercado de energia, principalmente quando o preço médio de liquidação das

diferenças se encontra elevado (acima do VR). Nesta situação, o agente deverá liquidar

a energia faltante no mercado de curto prazo e, futuramente, ser penalizado por

insuficiência de lastro de energia valorada ao PLD médio ou ao VR, dependendo de

qual for maior naquele determinado momento. Com isto, o agente poderá sofrer um

impacto financeiro extremamente prejudicial e uma incorrer em uma possível

inadimplência em razão dos valores exorbitantes a serem liquidados por tal

subcontratação.

Cabe ressaltar que o agente que apresentar níveis de subcontratação deve sim ser

penalizado financeiramente, independente do cenário de preços, por conta de gerar um

risco de déficit de energia no sistema elétrico por conta dos riscos incorridos pela

estratégia de insuficiência de lastro do agente. Contudo, o que deve ser observado é

como valorar esta subcontratação em cada cenário enfrentado pelo mercado. Portanto, o

regulador deve se atentar em inibir o custo de oportunidade do agente de mercado

registrar déficits mensais de energia, em vez puni-lo severamente em uma situação de

escassez de energia no mercado. Essa punição severa poderá repercutir em todos os

88

agentes de mercado a partir do momento em que o agente penalizado não conseguir

suportar, financeiramente, estas cobranças e gerar assim uma inadimplência a ser

rateada entre os agentes credores daquele momento.

Com a metodologia proposta, inibiremos o ganho (custo de oportunidade) do

agente especulador e de alto risco para o mercado de energia. Sem restrição, buscamos

que os agentes não se arrisquem com exposições ao PLD no mercado spot e, quando

isto ocorrer, que sejam penalizados nas devidas proporções e não nas piores

circunstancias do momento. Além disto, a verificação do déficit de lastro de energia

deve ser realizada mensalmente, e não em uma janela de 12 meses de média móvel,

devido à necessidade do cálculo do preço-base de penalização ser apurado com base

mensal, no período em que ocorreu o déficit. A partir do momento em que se utiliza um

preço mensal para se valorar insuficiências médias verificadas nos últimos 12 meses,

este preço não nos propicia com uma base para avaliação de qual é o custo de um déficit

de energia mensal no mercado e assim, o conceito da penalização se perde e os seus

efeitos na política de regulamentação se distorcem.

Com estes resultados, entendemos que o preço de referência para penalização

deve ser apurado mensalmente, como resultado do processo de contabilização, e

aplicado no mesmo mês em que se foi calculado e verificado o déficit de contratação de

energia. Além disto, o regulador deve conhecer as principais estratégias de negociação

de preços na contratação de curto prazo (como exemplo: PLD + µ, onde µ é um valor

estimado), adotadas pelo mercado, de forma que o preço para penalização possua um

caráter inibidor de risco, e não somente a prejudicial à saúde financeira das empresas

atuantes no ramo de energia. Este valor deve servir como base para a proposta de um

preço mais justo e menos severo, não devendo ser adotado sem critérios no modelo

setorial. Em nosso resultado, verificamos o preço-base pode representar, dependendo do

89

cenário analisado, em torno de 4% do Valor Anual de Referência para o ano em que

este trabalho foi concluído. Portanto, os resultados sugerem que é necessária uma

redução significativa nos preços empregados hoje, assim como a compatibilização dos

montantes insuficientes com o preço mensal proposto.

90

Referências Bibliográficas

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Edição, 2006)

- Wolsey, Laurence A. Integer Programming (Editora Wiley-Interscience; First Edition,

1998)

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2003)

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Scientific; First Edition; 1997)

- Cuberos, Fábio L.; Ramos, Dorel S. Novo Modelo Institucional do Setor Elétrico

Brasileiro: Análise dos Mecanismos de Mitigação de Riscos de Mercado das

Distribuidoras. Universidade de São Paulo – USP. São Paulo, 2008. 135p.

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91

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<http://www.ons.org.br/>. Acesso em Março de 2011.

BRASIL. Decreto n° 5.177, de 12 de Agosto de 2004. Autoriza a criação da

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, sob a regulação e

fiscalização da ANEEL, e dispõe sobre sua organização, atribuições e funcionamento,

regulamentando os arts. 4º e 5º da Lei 10.848 de 15 de Março de 2004, bem como

revoga os arts. 12º e 19º do Decreto 2.655 de 02 de Julho de 1998.

BRASIL. Decreto n° 5.163, de 30 de Julho de 2004. Regulamenta a

comercialização de energia elétrica, o processo de outorga de concessões e de

autorizações de geração de energia elétrica, e dá outras providências.

BRASIL. Decreto n° 5.177, de 12 de Agosto de 2004. Dispõe sobre a Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

BRASIL. Lei n° 10.847, de 15 de Março de 2004. Autoriza a criação da

Empresa de Pesquisa Energética – EPE.BRASIL. Lei n° 10.848, de 15 de março

de 2004. Dispõe sobre a comercialização de energia elétrica, altera as Leis nos

5.655, de 20 de Maio de 1971, 8.631, de 4 de Março de 1993, 9.074, de 7 de Julho de

1995, 9.427, de 26 de Dezembro de 1996, 9.478, de 6 de Agosto de 1997, 9.648, de

27 de Maio de 1998, 9.991, de 24 de Julho de 2000, 10.438, de 26 de Abril de 2002, e

dá outras providências.

BRASIL. Lei nº 9.074, de 07 de Julho de 1995. Estabelece normas para

outorga e prorrogações das concessões e permissões de serviços públicos e dá outras

providências.

92

BRASIL. Lei nº 9.427, de 26 de Dezembro de 1996. Institui a Agência Nacional

de Energia Elétrica – ANEEL, disciplina o regime das concessões de Serviços

Públicos de Energia Elétrica, e dá outras providências.

BRASIL. Resolução Normativa nº 109, de 26 de Outubro de 2004. Institui a

Convenção de Comercialização de Energia Elétrica.

BRASIL. Resolução Normativa nº 385, de 08 de Dezembro de 2009. Aprova as

Regras de Comercialização, versão 2010.

BRASIL. Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004. Dispõe sobre a

comercialização de energia elétrica, altera as Leis nos 5.655, de 20 de maio de 1971,

8.631, de 4 de março de 1993, 9.074, de 7 de julho de 1995, 9.427, de 26 de

dezembro de 1996, 9.478, de 6 de agosto de 1997, 9.648, de 27 de maio de 1998,

9.991, de 24 de julho de 2000, 10.438, de 26 de abril de 2002, e dá outras

providências.

BRASIL. Resolução Normativa nº 247, de 21 de Dezembro de 2006. Estabelece

as condições para a comercialização de energia elétrica, oriunda de

empreendimentos de geração que utilizem fontes primárias incentivadas, com

unidade ou conjunto de unidades consumidoras cuja carga seja maior ou igual a 500

kW e dá outras providências.

Documents

Um Novo Modelo para o Cálculo de Penalidades na ...objdig.ufrj.br/60/teses/coppe_m/FernandoRodriguesTomaz.pdf · Aos amigos de trabalho pela ... econômica no negócio para a iniciativa