Para que a reforma atendesse aos objetivos que levaram à sua implemen- tação, foi necessário estabelecer algumas regras operacionais. Entre elas destacam-se: o despacho centralizado pelo ONS, estabelecimento do MAE, contratação compulsória das demandas, regras que definem a natureza financeira dos contratos, regulamentação da operação da rede básica de transmissão e regras que normatizam a tarifação da transmissão.
3.3.1
Despacho centralizado pelo ONS
Pelo novo modelo, o despacho da geração e a operação de transmissão são efetuados, de forma centralizada, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico — ONS. Ao ONS, cabe também fornecer modelos e dados que permitam simular tanto o despacho ideal, que leva em conta apenas as restrições de transmissão entre submercados, sem considerar as restrições internas de cada submercado, como despacho real, que considera todas as restrições de transmissão (GCE, 2002a).
3.3.2
Estabelecimento do MAE
Como já foi dito, o MAE é o local onde são efetuadas as liquidações e a contabilização de toda a energia comprada e vendida no Sistema Interligado Nacional - SIN. São considerados o volume de MWh transacionado e o valor do preço spot, no
mercado à vista. Cada empresa vende ou compra no MAE. O MAE contabiliza a energia separadamente em cada período de apuração, que pode ser de meia hora, uma hora, um dia, uma semana etc. para cada submercado. Os submercados corresponderão às restrições de transmissão de caráter estrutural de maior peso (GCE, 2002a).
3.3.3
Contratação compulsória das demandas
O novo modelo tem como regra que o consumo deve estar contratado no mínimo em 95% do total3. Esses contratos são obrigatoriamente de longo prazo. A
obrigatoriedade da contratação de grande parte do consumo, aliada à exigência de “lastro físico” de geração em cada contrato é ponto tomado como referência para novos projetos de usinas geradoras, possibilitando, assim, o crescimento da oferta de energia (GCE, 2002n).
3.3.4
Contratos bilaterais
Contratos são instrumentos financeiros que permitem proteger geradores e demandantes contra flutuações de preços no MAE (GCE, 2002n). Os contratos bila- terais entre empresas são registrados no MAE e utilizados para atender às exigências da contratação compulsória das demandas, constituindo-se apenas instrumentos finan- ceiros, isto é, não vincula a produção física das usinas aos contratos firmados com seus clientes. Da mesma forma, se ocorrer racionamentos, os contratos não dão nenhuma prioridade a um consumidor em relação a outro. Essa regra é perfeitamente coerente com uma das principais características do comportamento do preço spot no Brasil, que é a volatilidade. Porém, para evitar a contratação puramente especulativa e assegurar o suprimento efetivo do sistema, é exigida a comprovação de "lastro físico" de energia para os contratos a serem registrados, na forma de potência disponível ou, quando for o caso, de "energia assegurada"4 por intermédio do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, que será descrito na seção 3.4.1 (GCE, 2002a).
Devido à predominância da produção hidrelétrica no sistema brasileiro, os
3Pela Lei No10.848/04, a demanda deve estar totalmente contratada.
4Cada usina hidrelétrica coloca à disposição do ONS a quantidade de energia a ser gerada por suas
máquinas disponíveis, quando em pleno funcionamento, com risco de 5%, isto é, declara sua capacidade de produção. O ONS simula a operação do sistema hidrotérmico e verifica se o valor declarado pelo gerador é real, proporcionando um Certificado de que a energia declarada por ela (usina) é assegurada, ou seja, tem probabilidade de 95% de estar disponível.
preços spot são mais elevados em situações de seca, quando as hidrelétricas necessitam comprar energia para cumprir seus contratos. Como conseqüência, a hidrelétrica con- tratada corre riscos em ambos os extremos, isto é, se estiver pouco contratada, está exposta a preços baixos no mercado spot, e se estiver muito contratada está exposta, ao risco de ser obrigada a comprar energia a preços elevados. Em particular, no caso de racionamento de energia, as hidrelétricas teriam que pagar o equivalente à diferença entre a energia contratada e produzida, multiplicada pelo custo de racionamento, que pode exceder R$1000/MWh (GCE, 2002a).
Segundo GCE (2002a, p. 27), "a situação se agrava devido à variabilidade da produção de cada usina individual, uma vez que a energia produzida por uma dada hidrelétrica, quando em cascata, em cada período depende do nível de armazenamento dos demais reservatórios e das condições hidrológicas nas diversas bacias do sistema". Em conseqüência, há uma variabilidade na produção individual da usina em relação ao valor contratado, e isso a leva a compras e vendas freqüentes das diferenças no mercado spot, com reflexos no seu fluxo de caixa. Esse problema é amenizado através do Mecanismo de Realocação de Energia, que será descrito seção em 3.4.1. Como os contratos bilaterais são instrumentos financeiros, eles se constituem num elemento de incentivo ao gerenciamento da carga, pois permitem que os demandantes possam vender seus excedentes contratados (devidos, por exemplo, à sua elasticidade) no mercado spot (GCE, 2002a).
3.3.5
Tarifação da transmissão
O ONS detém o controle operacional da rede básica de transmissão, isto é, administra, de forma centralizada, as instalações da rede básica de transmissão formada por todas as linhas e subestações de tensão igual ou superior a 230 KV, garantindo o livre acesso de todos os agentes às atividades de transmissão. Cada concessionária de transmissão existente antes da reforma assinou um Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão - CPST, disponibilizando suas instalações para o ONS, responsabilizando- se pela operação e manutenção mediante o pagamento de um valor monetário anual estabelecido pela ANEEL. Dessa forma, o ONS passou a deter o controle operacional do sistema (GCE, 2002a).
Atualmente, o custo é calculado e repartido igualmente entre as empresas geradoras e distribuidoras, na proporção da energia gerada/comprada. Para remunerar as concessionárias de transmissão foi adotada uma metodologia nodal, que contempla
uma parcela de selo5 e uma parcela de sinal locacional6, com o intuito de evidenciar os
sinais econômicos adequados para a expansão ótima da geração e localização de novas cargas (GCE, 2002n).