Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural no Brasil para Geração de Energia Elétrica

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Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural

no Brasil para Geração de Energia Elétrica

25 de julho de 2014

2º Workshop

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Sumário

► Revisão Bibliográfica: Levantamento e análise do estado da arte e da

regulamentação (RT 1)

► Modelo de integração gás-eletricidade (RTs 2 e 3) ► Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5) ► Próximos passos e considerações finais

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Sumário

► Modelo de integração gás-eletricidade (RTs 2 e 3) ► Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5) ► Próximos passos e considerações finais

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Itens analisados

► Revisão bibliográfica sobre a integração gás-eletricidade, com destaque

para a experiência internacional no tema.

► Histórico da inserção a gás natural no Brasil, identificando as dificuldades

ocorridas no período.

► Aspectos regulatórios do setor elétrico referentes às termelétricas a gás

natural.

► Entraves para a inserção termelétrica a gás natural no Brasil. ► Resultados acadêmicos desta etapa:

 Arina Anisie, Natural Gas Pricing and Competitiveness: The impact of natural gas prices upon the industry’s dynamics, Master thesis, Erasmus Mundus Joint Master in Economics and Management of Network Industries, UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS, 2014.

 Rudnick, H., Barroso, L.A. , Cunha, G., Mocarquer, S., Electricity and gas in Latin America: opportunities and challenges, IEEE Power and Energy Magazine, August 2014, Forthcoming

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Principais conclusões

Coordenação operativa

► Dificuldades estão na conciliação entre os despachos dos dois setores,

que na maioria dos países são realizados de maneira não integrada.

► Despachos ótimos sob a ótica do setor elétrico podem não ser viáveis sob

o ponto de vista da rede de gás natural, e vice-versa

 Mínimo custo global não é atingido

► O principal mecanismo para conciliar a operação dos dois setores é a

contratação firme da capacidade dos gasodutos por parte das

termelétricas ou a criação de um operador nacional de gás que atuaria em coordenação com o operador do setor elétrico.

► Para termelétricas para atendimento a ponta, os mecanismos de mercado

não são suficientes para tornar esta contratação firme economicamente viável.

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Principais conclusões

Planejamento da expansão

► O maior desafio está em coordenar a expansão da rede de transmissão e

a rede de gasodutos.

► Novos gasodutos são geralmente construídos apenas quando

carregadores fornecem compromissos suficientes para assumir contratos de fornecimento firme para respaldar novos investimentos.

► Em diversos casos as distribuidoras de gás natural são as únicas que

firmam contratos firmes de capacidade e o fazem apenas para o mercado não-termelétrico, não justificando a construção de gasodutos para

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Principais conclusões

Setor Elétrico Brasileiro: operação

► Termelétricas despachadas sem considerar as restrições do setor de gás

natural referentes à capacidade de escoamento nos gasodutos ou à falta do insumo.

► Coordenação com o setor de gás através de: obrigações contratuais,

penalidades e da representação das usinas considerando as indisponibilidades observadas no caso de falta de combustível.

► A regulamentação setorial considera uma série de flexibilidades operativas

com o objetivo de melhor acomodar as restrições do setor de gás natural.

 Estas flexibilidades somente são possíveis devido à característica de regularização plurianual dos reservatórios.

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Principais conclusões

Setor Elétrico Brasileiro: expansão (1/2)

► Durante o triênio 2005-2007 os leilões de energia nova contrataram

apenas usinas termelétricas a gás natural do PPT já existentes ou em construção na data do certame.

 As novas usinas foram contratadas apenas a partir de 2008. Cerca de 2000 MW de capacidade térmica foram contratados e serão efetivamente construídos.

► Entraves regulatórios para a expansão: (i) comprovação de reservas de

gás natural para respaldar os pré-contratos; (ii) comprovação de reservas de gás natural para o despacho na base; e (iii) comprovação de gás

natural durante todo o horizonte do contrato.

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Principais conclusões

Setor Elétrico Brasileiro: expansão (2/2)

► Dicotomia entre os objetivos dos setores de EE & GN:

► É apresentado a seguir um modelo de otimização dos parâmetros do GSA

para maximizar a competitividade da termelétrica, considerando esta dicotomia.

Flexibilidade para aproveitar o custo de oportunidade do preço spot vs

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Sumário

► Modelo de integração gás-eletricidade (RTs 2 e 3)

► Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5) ► Próximos passos e considerações finais

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Questão chave

► Alternativas para garantir a remuneração mínima do produtor de GN

4 US$/MMBTU

Fixo = 3 US$/MMBTU ToP = 0% Molécula = 10 US$/MMBTU Fixo = 1 US$/MMBTU ToP = 50% Molécula = 5 US$/MMBTU Fixo = 0 US$/MMBTU ToP = 100% Molécula = 4 US$/MMBTU

Ok, se o fator de despacho = 10%

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Objetivo do modelo

►

Calcular o vetor de parâmetros do contrato de gás natural que

maximize a competitividade da termelétrica (minimize o ICB),

considerando a remuneração mínima requerida pelo

investidor termelétrico e a remuneração mínima requerida

pelo produtor de gás natural.

►

Parâmetros do GSA otimizados:

 Preço da molécula

 Nível de Take or Pay

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Formulação

s.a. ∑ ∅ _, E = ; M = ∑ ∑ _, N = ∑ ∑ _, _, I = = , Minimização do ICB

Receita fixa da termelétrica

Receita fixa referente ao combustível

Receita fixa referente a outros para garantir rentabilidade a um nível de risco

GF, COP, CEC e ICB

Custo real de combustível

Margem mínima do produtor de gás natural a um nível de risco

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Representação de aversão ao risco

► As medidas de risco e ∅ implementadas no modelo, associadas ao

produtor de gás natural e ao investidor, respectivamente, são:

 E 1 CVaR _%

 ∅ E 1 CVaR _%

► Valor alfa foi definido como 5%

► Perfil de risco do produtor de gás e do gerador definido a partir do

parâmetro

VP da renda do supridor de gás natural em cada cenário hidrológico

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O OPTGSA

► A formulação apresentada anteriormente foi implementada no modelo

OPTGSA

► Estratégia de solução: encontrar a melhor combinação de parâmetros

variáveis (CVU e Take or Pay) para otimizar o ICB do leilão através de um processo de otimização iterativo por inspeção.

• O problema possui como não-linearidades: (i) o cálculo da garantia física, (ii) a relação entre os despachos e o custo declarado; (iii) o cálculo do ICB; (iv) e o preço do gás natural.

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Exemplo de não-linearidades

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 GF (% potênc ia di sponí vel ) CVU (R$/MWh) 0% 20% 40% 60% 80% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 GF (% potênc ia di sponí vel ) CVU (R$/MWh) 0% 20% 40% 60% 80% ‐ 10 20 30 40 50 60 70 80 90 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 Fator K (R$/M W h ) 0% 20% 40% 60% 80% ‐ 10 20 30 40 50 60 70 80 90 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 Fator K (R$/M W h ) 0% 20% 40% 60% 80%

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Premissas para a termelétrica

► Receita Fixa ( ) considera premissas do projeto padrão da PSR para

termelétrica a gás natural ciclo-combinado

► O valor ficou em 50 R$ por MWh de potência disponível  50 a 87 R$/MWh dependendo do nível de CVU e ToP

► Outros: taxa de desconto de 12% a.a. em termos reais; nível de confiança

% de 5%.; neutro ao risco ( 0) e avesso ao risco ( 0,5).

GN Ciclo Combinado

Investimento 1150 US$/kW Inst

O&M Fixo 35 R$/kW ano

O&M Variável 5 R$/MWh

Heat Rate (no PCS) 6,8 MMBTU/MWh

Heat Rate considerando impostos e encargos (no PCS)1 _{8,8 MMBTU/MWh}

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Alternativas de modelagem de supridor de gás

► Comercializadores: representa o preço do gás natural no mercado e a margem mínima de comercialização.

► Produtores com mercado interruptível: representa o custo do

combustível substituto e a margem necessária para interromper um consumidor de outro segmento.

► Produtores independente de gás natural: representa o custo variável de

produção de gás natural (tende a ser pequeno) e representa a margem para remunerar a atividade de E&P.

► Importadores de GNL: representa o preço do GNL no mercado

internacional e representa a receita mínima necessária para remunerar

o terminal de regaseificação.

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Produtor Independente de Gás

- Custo de Gás = 0 US$/MMBTU - Margem Mínima = 4 US$/MMBTU - Avesso a Risco - CVU Real = 50 R$/MWh - CVU Declarado = 50 R$/MWh - Preço do Gás = 2,42 US$/MMBTU - ToP = 80% - SoP (100%) = 1,64 US$/MMBTU - ICB = 128,80 R$/MWh 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 50 70 90 110 130 150 170 190 ICB (R$ /MW h) CVU (R$/MWh) 0% 20% 40% 60% 80% Mínimo

Obs: a análise considera despacho termelétrico com base em caso estático (CME = 102 R$/MWh) Premissas supridor de gás

Resultado da otimização

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Importador de Gás

- Custo de Gás = 6 US$/MMBTU - Margem Mínima = 1 US$/MMBTU - Avesso a Risco - CVU Real = 110 R$/MWh - CVU Declarado = 110 R$/MWh - Preço do Gás = 5,66 US$/MMBTU - ToP = 0% - SoP (100%) = 1,21 US$/MMBTU - ICB = 148,39 R$/MWh Premissas supridor de gás Resultado da otimização Resultado da inspeção

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Outros exemplos de resultados

Caso Estático CME = 122 R$/MWh

Caso _US$/MMBTUCusto GN

Receita Produtor US$/MMBTU Perfil Produtor GN Perfil Gerador _R$/MWhICB CVU Real R$/MWh CVU Declarado R$/MWh ToP (%) Preço variável US$/MMBTU Preço fixo US$/MMBT 1 0.0 4.0 Avesso Avesso 128.94 50 50 80 2.42 1.64 2 6.0 1.0 Avesso Avesso 146.45 110 110 0 5.66 1.21 Caso Dinâmico

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Conclusões

►

Para um produtor independente de Gás, o ótimo é declarar

CVU reduzido e Take or Pay elevado

►

Para um importador de Gás, o ótimo é declarar CVU mais

elevado e Take or Pay nulo

►

Diferença no CME não altera significativamente os resultados

►

Neutralidade ao risco pode diminuir o ICB e gerar incentivo

para que o gerador declare um CVU diferente do CVU Real

 Nos casos de aversão ao risco, porém, isso não ocorre, sendo mais interessante para o gerador declarar um CVU igual ao real.

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Análise de Sensibilidade aos Preço de

Combustível – Produtor Independente de Gás

- Custo de Gás = 0 US$/MMBTU

- Margem Mínima = 8 US$/MMBTU - Avesso a Risco - CVU = 50 R$/MWh - Preço do Gás = 2,42 US$/MMBTU - ToP = 80% - SoP (100%) = 5,64 US$/MMBTU - ICB = 204,22 R$/MWh

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Análise de Sensibilidade aos Preço de

Combustível – Importador de Gás

- Custo de Gás = 12 US$/MMBTU - Margem Mínima = 2 US$/MMBTU - Avesso a Risco - CVU = 120 R$/MWh - Preço do Gás = 6,19 US$/MMBTU - ToP = 0% - SoP (100%) = 5,35 US$/MMBTU - ICB = 256,58 R$/MWh Premissas supridor de gás Resultado da otimização Resultado da inspeção

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Sumário

► Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5)

 Sazonalização

 Externalidades

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Tratamento da inflexibilidade no ICB

►

Apenas biomassa pode sazonalizar para fins de cálculo de

CEC

►

Para as demais termelétricas, é declarado um único valor de

inflexibilidade que é válido para todo o ano.

 Usina de potência instalada igual a 100 MW que possui GSA com ToP de 40%, declara uma inflexibilidade de 40 MW médios.

►

Cálculo das componentes do ICB considera despacho mínimo

de 40 MW médios durante todos os meses, independente da

condição hidrológica e dos custos marginais de operação.

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É interessante sazonalizar a inflexibilidade?

►

Sim...para gerador...

 Existem aspectos técnicos e comerciais que justificam

►

...dependendo do caso para o produtor de gás natural...

 e.g. importação de GNL

►

...para o sistema e para o consumidor...

 Se beneficiam com inflexibilidade no momento de PLD elevado

 Redução de vertimento

►

...e a regulamentação atual permite.

 Resolução Normativa nº 179, de 08 de dezembro de 2008

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Tratamento do CVU no ICB

►

Cálculo do CVU através da metodologia do “fator i”

►

A operação da usina é simulada considerando um CVU

estrutural flat ao longo de todos os meses do ano.

►

Não captura sazonalidade do preço internacional e nem a

possibilidade de preços de combustível distintos ao longo do

ano

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É interessante sazonalizar o CVU?

►

Sim...dependendo do caso para gerador...

 CVU menor no período seco

►

...dependendo do caso para o produtor de gás natural...

 e.g. importação de GNL

►

...para o sistema e para o consumidor dependendo do caso...

 CVU menor no período seco

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Proposta de aperfeiçoamento

►

A regulamentação para a sazonalização da inflexibilidade já

existe, faltando apenas a sua representação no cálculo das

componentes do ICB.

 Necessário apenas que o gerador informe antes do leilão a

inflexibilidade por mês, como é feito com a biomassa com CVU nulo.

►

Para representar a sazonalidade do CVU seria necessário

permitir a declaração de fatores mensais, que seriam

traduzidos em CVU estruturais mensais.

►

Não haveria necessidade alterar as fórmulas para o cálculo

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Premissas

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0 20 40 60 80 100 120

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

Ta ke or Pa y CVU (R $/MWh ) Mês Valores Sazonais e de Referência para CVU e ToP: CVU Referência = 100 R$/MWh e ToP Referência = 40%

CVU Referência CVU Sazonal ToP Referência ToP Sazonal

6 casos analisados que

combinam diferentes níveis de sazonalidade

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Produtor Independente de Gás

- Custo de Gás = 0 US$/MMBTU - Margem Mínima = 4 US$/MMBTU - Avesso a Risco

Premissas supridor de gás

Resultado da inspeção

Tipo de Sazonalização ICB ótimo

Sem sazonalização 136.35 Com sazonalização do ToP 136.40 Com sazonalização do CVU (10%) 136.17 Com sazonalização do CVU (20%) 136.09 Com sazonalização do ToP e do CVU (10%) 136.83 Com sazonalização do ToP e do CVU

(35)

Importador de Gás

- Custo de Gás = 6 US$/MMBTU - Margem Mínima = 1 US$/MMBTU - Avesso a Risco

Tipo de Sazonalização ICB ótimo

Sem sazonalização 167.71 Com sazonalização do ToP 159.41

Com sazonalização do CVU (10%) 166.34

Com sazonalização do CVU (20%) 164.97 Com sazonalização do ToP e do CVU

(10%) 156.42

Com sazonalização do ToP e do CVU

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Sumário

► Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5)

 Sazonalização

 Externalidades

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Metodologia atual de precificação dos leilões

► Elaborados a partir de visão conceitual simplificada  comparação com base no R$/MWh de garantia física

► Ao longo do tempo foram criadas várias regras e critérios “ad hoc”

 regra para separação da demanda entre “hídrica” e “térmica”  leilões específicos para determinadas tecnologias

 limites máximos para o CVU de usinas térmicas

► Regras e critérios introduzidos em função da percepção de que os

resultados dos leilões precedentes não atenderiam a algumas diretrizes (implícitas) de política energética

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Como valorar atributos de tecnologias?

► O P&D da ANEEL PD-6491-0279/2012 propõe duas alternativas:

Explicitamente (no ICB) x Implicitamente (definição de quotas)

Comparação correta nos leilões

Avaliação Atributos Leilão PCH Leilão UTE Leilão EOL

Definição do montante para leilões específicos

► Exemplo de valoração explícita de atributo

 As restrições atuais nos leilões de inflexibilidade (≤ 50%) para térmicas

► Exemplo de valoração implícita

(39)

Impacto na otimização do GSA

►

A análise dos atributos das termelétricas a gás natural foi

realizada considerando um Leilão por custo de atributo

►

Inclui o custo de outros atributos além do CEC, COP e delta

K.

►

O modelo OPTGSA será utilizado para minimizar este novo

ICB.

►

Cálculo do ICB passa a ser:

 I = ∑

►

Será utilizada a metodologia desenvolvida no P&D da ANEEL

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Atributo despachabilidade: premissa

► Inclusão de um handicap subtraído ao valor do ICB calculado a partir da

quantificação e da valoração do atributo despachabilidade

► Dois casos considerados: CMEd = 15 R$/MWh e CMEd = 45 R$/MWh

0 5 10 15 20 25 30 35 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 Han dic ap (R$ /MW h) CVU (R$/MWh) Handicap para CMEd_{= 45 R$/MWh}

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Despachabilidade

Produtor Independente de Gás

- Custo de Gás = 0 US$/MMBTU

- Margem Mínima = 4 US$/MMBTU

- Avesso a Risco

Premissas supridor de gás

Sem handicap de despachabilidade Com handicap de despachabilidade (CMEd _{= 45 R$/MWh}₎

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Despachabilidade

Importador de Gás

Sem handicap de despachabilidade Com handicap de despachabilidade (CMEd_{= 45 R$/MWh}₎

- Custo de Gás = 6 US$/MMBTU

- Margem Mínima = 1 US$/MMBTU

-Resultado da inspeção

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Conclusões

► Para um produtor independente de Gás, a sazonalização dos parâmetros

considerados não causa impacto significativo

► Para um importador de Gás, todos os tipos de sazonalização reduzem de

maneira significativa o valor do ICB, sendo o caso totalmente sazonal (CVU em 20% e Take or Pay concentrado) o mais competitivo de todos

 No ponto ótimo, por exemplo (CVU = 110 R$/MWh), o ICB cai de 167,71 R$/MWh para 153,31 R$/MWh, o que equivale a uma redução de 8,6%.

► Inclusão do handicap de despachabilidade beneficia usinas totalmente

flexíveis, reduzindo o incentivo para que o gerador declare valores elevados de Take or Pay

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Sumário

► Modelo de integração gás-eletricidade (RTs 2 e 3) ► Benefício das térmicas no planejamento (RTs 4 e 5)

(45)

Benefício das termelétricas na operação

► Análise e diagnóstico da regulamentação atual de representação das

térmicas nos modelos de despacho e penalização, onde as restrições de gás são consideradas de acordo com as falhas de suprimento no

passado.

► Análise da incorporação no modelo de programação da operação

energética do sistema das contingências ou restrições temporárias de

produção e transporte de gás natural de forma a representar um despacho integrado gás-eletricidade.

► Análise dos benefícios da representação integrada gás-eletricidade,

considerando aspectos técnicos e comercias (e.g. Take or Pay), de forma mais precisa, visando o despacho otimizado dos dois sistemas.

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Benefício das termelétricas na operação

Etapas _{1 2} ₃ ₄ ₅ ₆ ₇ ₈ ₉ ₁₀ ₁₁ Meses₁₂ ₁₃ ₁₄ ₁₅ ₁₆ ₁₇ ₁₈ _Status

2.4.1 Benefício das térmicas na operação

-Desenvolvimento Teórico Em _andamento

2.4.2 Benefício das térmicas na operação

-Implementação Não iniciada

3.0 - Avaliação da estrutura e regra dos Leilões de Energia Nova

Não iniciada

Workshop 4 _{Não iniciada}

4.0 - Implantação da Metodologia e Treinamento 3.0 - Avaliação da estrutura e regra dos Leilões de

Energia Nova - Ano 2 Não iniciada

Workshop 5 _{Não iniciada}

5.0 - Relatório Final e Artigo Técnico Coordenação e

gestão - Ano 2 Não iniciada

1.4 Avaliação da regulação conjunta gás e

eletricidade Não iniciada

Coordenação e gestão - Ano 1 e 2 Em

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