Nota Técnica nº 150/2013 SEM/ANEEL. Em 21 de novembro de 2014.

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Nota Técnica nº 150/2013–SEM/ANEEL

Em 21 de novembro de 2014.

Processo: 48500.006423/2013-51

Assunto: Alterações nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação – NSCL – versão janeiro de 2014.

I. DO OBJETIVO

1. Esta Nota Técnica tem por objetivo propor a instauração de audiência pública, na modalidade Intercâmbio Documental, para colher subsídios às propostas de alteração nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica – REGRAS aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação - NSCL apresentadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para compor a versão de janeiro de 2014 (Versão 2014.1.0)

II. DOS FATOS

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

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

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

5. Em 28/01/2013, a CCEE encaminhou pela Carta CT – CCEE 0335/2013, proposta de Regras e Procedimentos de Comercialização, em conformidade com a REN 530/2012, que estabelece a metodologia para o cálculo das cotas-parte das centrais de geração Angra 1 e Angra 2 pertencentes à Eletrobrás Termonuclear S/A – Eletronuclear e as condições para a comercialização da energia proveniente dessas usinas, em observância ao disposto na Lei 12.111, de 9/12/2009.

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

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(Fl. 2 da Nota Técnica no_{150/2013 – SEM/ANEEL, de 21 /11 / 2013)}

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

a) Módulo de Medição Contábil; b) Módulo de Garantia Física; c) Módulo de Contratos; d) Módulo de Ressarcimento;

e) Módulo de Consolidação de Resultados;

f) Módulo de Reajuste da Receita de Venda de CCEAR; g) Módulo de Contratação de Energia de Reserva;

h) Módulo de Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD; i) Módulo de Regime de Cotas de Garantia Física e

j) Módulo de Glossário de Termos / Interpretações e Relação de Acrônimos;

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

9. Em 30/10/2013, a CCEE encaminhou a carta CT-CCEE-2917/2013, contendo nova proposta de REGRAS, versão 2014.1.0, tendo em vista a publicação da REN 578/2013 e o prolongamento do prazo de contribuição da AP 067/2013. Também por essa carta a CCEE requer a desconsideração da versão anterior encaminhada pela CT – 2355/2013 e a substituição por essa nova versão composta dos seguintes módulos:

a) Medição Contábil; b) Garantia Física; c) Contratos;

d) Tratamento das Exposições; e) Ressarcimento;

f) Encargos;

g) Consolidação de Resultados; h) Liquidação;

i) Ajuste de Contabilização e Recontabilização; j) Penalidade de Energia;

k) Penalidade de Potência;

l) Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST; m) Reajuste da Receita de Venda de CCEAR; n) Votos e Contribuição Associativa;

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(Fl. 3 da Nota Técnica no_{150/2013 – SEM/ANEEL, de 21 /11 / 2013)} o) Repasse do Custo de Sobrecontratação;

p) Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear; q) Preços de Liquidação das Diferenças; e

r) Glossário de Termos / Interpretações e Relação de Acrônimos.

III. DA ANÁLISE

10. As REGRAS constituem o conjunto de comandos operacionais e comerciais e suas formulações algébricas que possibilitam a contabilização e liquidação da energia elétrica comercializada no âmbito da CCEE. As formulações algébricas, uma vez implementadas no Novo Sistema de Contabilização e Liquidação – NSCL da CCEE, viabilizam o processo de contabilização e liquidação financeira das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas na Câmara. Também fazem parte das REGRAS os fundamentos que descrevem e explicam tais formulações algébricas.

11. O reencaminhamento dos módulos das REGRAS pela CCEE resultaram em alterações dos módulos previamente encaminhados. Neste sentido, será apresentada, nas seções seguintes, a descrição das alterações e aperfeiçoamentos introduzidos, considerando o último encaminhamento da CCEE, de modo que os módulos resultantes, que serão submetidos ao processo de Audiência Pública, contemplam todas as alterações e aperfeiçoamentos mencionados.

12. As REGRAS relativas às matérias tratadas nesta Nota Técnica, apresentadas nas seções seguintes, podem ser subdivididas da seguinte forma:

a) Determinações Regulatórias

i. Das REGRAS do 12° Leilão de Energia Nova - LEN;

ii. Da adequação do limite de repasse do custo de sobrecontratação e consideração dos Contratos de Cotas de Garantia Física de Energia e Potência - CCGFs e Contratos de Cotas-Parte das Centrais de Geração Angra 1 e Angra 2 - CCENs; iii. Das regras relativas aos CCENs (Usinas Nucleares Angra 1 e 2);

iv. Da operacionalização das Portarias MME 455/2012 e 185/2013; v. Da inclusão do Comercializador Varejista nas REGRAS;

vi. Do aprimoramento da sistemática de garantias financeiras;

vii. Da consideração da contratação de energia de reserva no rateio de votos;

viii. Do ajuste do Preço de Ressarcimento devido à Geração Abaixo da Inflexibilidade Contratada – PRIC;

ix. Da exclusão do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD Final das Regras de Comercialização;

x. Da energia de Teste alocada para a compensação do consumo próprio do agente de geração autoprodutor;

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xi. Do processo de sazonalização de garantia física para fins de alocação do MRE e de lastro de energia; e

xii. Do novo critério de rateio de inadimplência para agentes desligados. b) Aprimoramentos

xiii. Do aprimoramento do cálculo do desconto aplicado à TUSD/TUST; xiv. Da alocação da geração associada à inflexibilidade nos CCEAR D;

xv. Do lastro para o primeiro ano de operação comercial de usinas sem garantia física; xvi. Da parcela variável referente à condição de constrained-off;

xvii. Do rateio da exposição financeira das usinas comprometidas com CCGF;

xviii. Da alteração na forma de aplicação do percentual de destinação ao produto para usinas eólicas e a biomassa comprometidas com CCEAR por disponibilidade ou Contrato de Energia de Reserva - CER; e

xix. Da devolução da garantia física realocada ao produto (CCEAR por D ou CER) quando a quantidade anual é atendida, no caso de usinas eólicas e de biomassa; xx. Demais aprimoramentos:

(a) contextualização do tratamento adotado para o alívio retroativo no caso de agentes da classe exportador;

(b) alteração da Nota de Rodapé - NHCER = 8760 para 3º LER Biomassa, pois consta apenas o tratamento utilizado para usinas do 1º LER; e

(c) xxplicitação do tratamento adotado para usinas que se enquadrarem na condição de PLD < INC1_{< Custo Marginal da Operação (CMO).}

III. 1. Das REGRAS do 12° Leilão de Energia Nova - LEN

13. Dado que a versão de REGRAS aprovada pela Resolução Normativa 578/2013 contempla apenas parte das regras relativas ao 12º LEN, a CCEE encaminhou proposta completa para a operacionalização dos contratos do referido leilão, com alterações nos Módulos de Ressarcimento, Reajuste da Receita de Venda e Votos e Contribuição Associativa, contemplando, dentre outros, o tratamento para:

a) condições de atraso e descasamento do início de operação das unidades geradoras; b) multa por não fechamento por ciclo combinado para empreendimentos termelétricos a

gás natural;

c) ressarcimento da energia não entregue para empreendimentos eólicos;

d) usinas que tenham tido o reconhecimento pela ANEEL de estar aptas a entrar em operação comercial, para os casos de atraso da linha de transmissão; e

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e) cálculo da Receita de Venda para empreendimentos comprometidos com CCEARs por quantidade.

III. 2. Da adequação do limite de repasse do custo de sobrecontratação e consideração dos CCGFs e CCENs

14. Em razão do Decreto 7.805/2012, que regulamentou a Medida Provisória 579/2012, convertida na Lei 12.783/2013, e do art. 11 da Lei 12.111/2009, as cotas de garantia física de energia e de potência das usinas hidrelétricas cujas concessões foram prorrogadas e as cotas-parte das usinas nucleares Angra 1 e 2, passaram, desde janeiro/2013, a ser consideradas na verificação do cumprimento da obrigação de contratação para atendimento à totalidade do mercado pelos agentes de distribuição.

15. Adicionalmente, com a publicação do Decreto 7.945/2013, foi alterado de 103% para 105% o limite do percentual do montante de sobrecontratação do agente de distribuição passível de repasse às tarifas de seus consumidores finais. Esse percentual deixa de ser aferido em relação ao montante total de energia elétrica contratada, estabelecido no art. 38 do Decreto 5.163/2004, e passa a ser em relação à carga anual de fornecimento.

16. Em razão dessas mudanças regulatórias, a CCEE encaminhou o módulo de Repasse do Custo de Sobrecontratação, considerando os CCGFs e os CCEN no cálculo do Total de Contratos com direito à Repasse Integral (TOT_CQ_RPI), sendo esses incluídos no conjunto de contratos com direito a repasse integral à tarifa (ERPI).

17. Pela proposta, esses contratos receberão tratamento similar ao conferido aos contratos de Itaipu e PROINFA, em razão do entendimento de que aqueles, assim como esses, não são gerenciáveis pelo agente de distribuição em termos de montante e preço, em conformidade com a Nota Técnica 343/2013-SRE/ANEEL, que subsidiou a abertura da Audiência Pública 78/2011.

18. Além da questão da forma de empilhamento dos CCGFs e CCENs, a proposta ajustou a apuração do Limite de Energia Passível de Repasse (LIM_EN_PRP), que passa a considerar 5% do Requisito Regulatório.

III. 3. Das Regras relativas aos CCENs (Usinas Nucleares Angra 1 e 2)

19. A Lei 12.111/2009 alterou a regulamentação referente à comercialização da energia proveniente da Eletronuclear, estabelecendo em seu art. 11 que, a partir de 1º/1/2013, o pagamento à Eletronuclear da receita decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2 será rateado entre todas as concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição do Sistema Interligado Nacional – SIN e, ainda, que essa receita será decorrente de tarifa calculada e homologada anualmente pela ANEEL.

20. A REN 530/2012, ao estabelecer as condições para a comercialização da energia de Angra 1 e 2 com todos os agentes de distribuição, previu dentre outras as seguintes disposições:

a) as cotas-parte representam o percentual da energia proveniente de Angra 1 e 2 a ser alocado a cada distribuidora, calculado pela razão entre o mercado faturado dos consumidores cativos de cada distribuidora e a soma dos mercados faturados dos consumidores cativos de todas as distribuidoras do SIN.

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b) o gerador não poderá comercializar quaisquer montantes de energia e potência referentes às usinas Angra 1 e 2 fora do âmbito da contratação prevista na referida Resolução;

c) os resultados financeiros no Mercado de Curto Prazo – MCP associados a Angra 1 e 2 serão assumidos pelas distribuidoras, na proporção das cotas, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização;

d) o montante anual de energia elétrica disponível para venda de Angra 1 e 2 terá como base as garantias físicas apuradas, conforme estabelecido pela ANEEL, descontados os consumos internos das usinas e as perdas na Rede Elétrica.

e) o montante contratado de cada distribuidora será dado pela aplicação das cotas-parte ao montante anual de energia elétrica disponível para venda das usinas;

f) a sazonalização do montante contratado será obtida por meio da discretização uniforme desse (sazonalização flat) e sua modulação para cada período de comercialização deverá ser realizada em conformidade com as Regras e Procedimentos de Comercialização aplicáveis;

g) a totalidade da energia gerada pelas usinas usinas Angra 1 e 2 será atribuída às distribuidoras no âmbito da contabilização das operações de compra e venda de energia do MCP, e a CCEE deverá apurar, anualmente, a diferença entre a energia gerada por essas usinas e suas respectivas garantias físicas, consideradas as perdas na Rede Elétrica e o consumo interno de referência de cada usina, definido pela ANEEL;

h) caso o resultado da apuração da referida diferença seja positivo, Angra 1 e 2 farão jus ao recebimento da Parcela Variável e, caso o resultado da apuração seja negativo, a usina deverá promover o Ressarcimento às distribuidoras;

i) a remuneração mensal a que o gerador faz jus corresponde ao somatório das seguintes componentes das Receitas de Venda das usinas: I - Receita Fixa; II – Parcela Variável; e III – Ressarcimento;

j) a liquidação dos valores constantes do Mapa de Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 será realizada de forma centralizada pela CCEE, conforme Regras e Procedimentos de Comercialização, e será paga no âmbito da Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2;

21. Diante das disposições da REN 530/12, a CCEE encaminhou a proposta de alteração nas REGRAS modificando seus módulos das seguinte forma:

a) Módulo de Contratos: os CCENs são registrados no submercado do vendedor, possuem sazonalização flat e modulação conforme carga da distribuidora;

b) Módulo de Tratamento de Exposições: os CCENs são agrupados à quantidade total contratada do agente com direito a alívio de exposição;

c) Módulo de Ressarcimento: i) destinação da geração e do consumo de geração total de Angra 1 e 2 aos compradores; ii) consideração dos CCENs na determinação da geração total adquirida/vendida dos agentes compradores/vendedores; e iii) de forma análoga aos Contratos de Cotas de Garantia Física – CCGF, é realizada a destinação do consumo de geração dos CCENs aos agentes compradores;

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d) Módulo de Encargos: para o rateio dos encargos de segurança energética será considerada tanto a geração em si quanto o consumo de geração. As distribuidoras recebem o montante referente aos CCENs no cálculo dos rateios, como forma de repasse dos efeitos do contrato para o agente comprador.

e) Módulo de Consolidação de Resultados: repasse dos resultados do MCP e dos encargos das usinas Angra 1 e 2, vendedoras dos CCENs, aos respectivos compradores. f) Módulo de Penalidade de Energia: exclusão do agente comercializador de energia das

usinas Angra 1 e 2 da aferição de penalidades por insuficiência de lastro de energia. g) Módulo de Penalidade de Potência: i) exclusão do agente comercializador de energia

das usinas Angra 1 e 2 da aferição de penalidades por insuficiência de lastro de potência; e ii) a potência associada ao CCEN para o agente comprador como a proporção da potência de referência das usinas Angra 1 e 2.

h) Módulo de Votos e Contribuição Associativa: a energia valorada no MCP associada aos CCENs (diferença entre geração e contrato) é atribuída aos agentes comprometidos com esses contratos (compradores e vendedores) para consideração do rateio proporcional de votos.

i) Módulo de Regime de Cotas de Garantia Física: i) alteração do título para contemplar os CCENs; ii) determinação das componentes e consolidação da Receita de Venda com base na Receita Fixa, Parcela Variável (por geração acima da GF anual) e eventuais Ressarcimentos (por geração abaixo da GF anual) referentes aos CCENs; e iii) determinação dos valores monetários que devem constar no mapa de liquidação financeira centralizada dos CCENs, considerando débitos e créditos de cada agente. 22. Na mesma correspondência utilizada para encaminhamento dos módulos, a CCEE sugeriu ajustes em alguns pontos da REN 530/2012.

23. O primeiro diz respeito ao âmbito de apuração da diferença entre a energia gerada pelas usinas e suas respectivas garantias físicas. Segundo o art. 24 da referida REN:

"Art. 24. A CCEE deverá apurar, anualmente, a diferença entre a energia gerada pelas Usinas e suas respectivas Garantias Físicas, consideradas as perdas na Rede Elétrica e o consumo interno de referência da Usina, definido pela ANEEL.

Parágrafo único. A apuração de que trata o caput deverá ser realizada no processo de contabilização das operações de compra e venda de energia no MCP do mês de dezembro de cada ano, considerando os dados do ano civil corrente."

24. Conforme relata a CCEE, a apuração das operações de compra e venda de energia realizadas no âmbito do MCP no mês de dezembro de cada ano ocorre separadamente da liquidação centralizada dos contratos de cotas de energia nuclear, de modo que somente em janeiro do ano seguinte os mencionados dados do MCP estariam disponíveis para serem utilizados como dados de entrada na liquidação dos CCEN. Assim a CCEE propõe o seguinte ajuste do texto do parágrafo único:

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Parágrafo único. A apuração de que trata o caput deverá ser realizada, com base nos dados da no processo de contabilização das operações de compra e venda de energia no MCP do mês de dezembro de cada ano, na liquidação dos valores constantes do Mapa de Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 relativa a janeiro. considerando os dados do ano civil corrente.

25. Outro ponto de ajuste sugerido pela CCEE refere-se ao art. 42 da REN 530/2012:

"Art. 42. Os acréscimos previstos no art. 41 incidirão sobre o valor das parcelas em atraso, mensalmente atualizadas pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA relativo ao mês anterior, e serão incluídos no Mapa de Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 do mês subsequente.

§ 1º Caso o IPCA não seja publicado até o momento da divulgação do Mapa de Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2, será utilizado, em caráter provisório, o último índice publicado, e o ajuste será apurado e lançado no Mapa de Liquidação Financeira da Receita de Venda de Angra 1 e 2 do mês subsequente ao da publicação do índice que deveria ter sido utilizado."

26. No entendimento da CCEE, em caso de inadimplência na liquidação de um determinado mês e o IPCA ainda não tenha sido publicado, será realizado novo cálculo, considerando o último IPCA, e eventuais ajustes seriam lançados na liquidação do mês subsequente. Esse procedimento, ressalta a CCEE, é diferente do estabelecido para demais liquidações realizadas pela CCEE, que, na ausência da publicação do índice utilizado para correção monetária considera o último divulgado, sem previsão de recálculo após a divulgação do índice relativo ao período posterior.

27. Outro ponto de divergência para a CCEE em comparação com as demais liquidações efetuadas na Câmara, diz respeito à possibilidade de incidência de juros sobre juros e multa sobre multa, presente no art. 42, pois em determinado mês, a parcela não recebida conterá mora relativa a meses anteriores. Para a CCEE, a REN 530/2012 deveria ser adequada de forma a estabelecer o mesmo procedimento adotado nas demais liquidações.

28. A SEM concorda com o entendimento.

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

29. A Audiência Pública 121/2013 (Processo 48500.005357/2013-01) submeteu à apreciação dos agentes minuta de Resolução Normativa, com vistas à regulamentação das Portarias MME 455/2012 e 185/2013, subsidiado pela Nota Técnica 140/2013-SEM/ANEEL, de 31/10/2013. No âmbito deste processo, há previsão de alteração das regras e procedimentos para definição (i) de contrato firme, (ii) contrato flexível por percentual e (iii) contrato flexível por prioridade e para a operacionalização da cessão de montantes de energia por consumidores livres e especiais, assim como do sistema de registro de contratos, conforme proposta apresentada pela CCEE, por meio da correspondência CT-CCEE-2200/2013. Nesse sentido, com vistas à operacionalização de tais contratos nas Regras, há previsão de alteração nos módulos de Medição Contábil e Contratos.

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(Fl. 9 da Nota Técnica no_{150/2013 – SEM/ANEEL, de 21 /11 / 2013)} III. 5. Da Inclusão do Comercializador Varejista nas REGRAS

30. Com a edição da REN 570/ 2013, ficam estabelecidos os requisitos e procedimentos atinentes à comercialização varejista de energia elétrica no SIN. Essa comercialização se caracteriza pela representação, por agentes da CCEE habilitados, de entidades a quem é facultado não aderir à Câmara. 31. Essa representação é exercida em nome e conta do agente representante, com exclusividade e nos termos da referida Resolução e demais normas aplicáveis e constitui atividade econômica explorada por conta e risco.

32. A proposta apresentada pela CCEE insere os quadros explicativos intitulados “importante”, nos módulos de Cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST e Penalidade de Energia e uma alteração algébrica no módulo de Encargos, para que apenas a geração representada pelo Comercializador Varejista que tenha direito de abatimento da carga para atenuação dos encargos seja considerada para tal fim.

33. O quadro “importante” do módulo de Cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST explicita que “o desconto resultante da venda de um contrato gerado a partir do perfil de Comercializador Varejista será o da matriz de desconto e servirá como recurso de energia incentivada para o comprador.”

34. Já quadro “importante” do módulo de Penalidade de Energia destaca que “o tipo de energia de um contrato de venda gerado a partir do perfil de Comercializador Varejista de Consumidores Livres será “Não Especial” e do perfil de Comercializador Varejista de Consumidores Especiais será “Especial”.

III. 6. Do aprimoramento da sistemática de garantias financeiras

35. A CCEE propõe a alteração das REGRAS, no Módulo de Contratos, Ressarcimento e Reajuste da Receita de Venda, com vistas a sua adequação à REN 531/2012, especificamente no que se refere ao processo de efetivação do registro de contratos, por meio da compatibilização da exposição financeira negativa dos agentes vendedores com os recursos financeiros de garantias aportados, e ajuste na apuração da receita de venda, no caso de contratos regulados.

36. Entretanto, apesar da proposta de regra algébrica no módulo de Contratos, a CCEE informa, conforme consta do Descritivo Conceitual, que o mecanismo de efetivação dos contratos permanecerá sendo realizado por Mecanismo Auxiliar de Cálculo - MAC, de modo que resta definir um prazo para que tais regras estejam implementadas. Assim, entende-se como prazo razoável para operacionalização de tais regras até a contabilização de junho de 2014, haja vista a necessidade de implementação de novas regras para essa contabilização.

III. 7. Da consideração da contratação de energia de reserva no rateio de votos

37. Por meio da Nota Técnica 061/2013–SEM/SRG/ANEEL, de 02/05/2013, que subsidiou a edição da REN 551/2013, que aprovou a alteração das REGRAS para atender ao disposto na Resolução 3/2013, do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, foi recomendado que a CCEE encaminhasse proposta de ajuste do caderno das regras de “Votos e Contribuição Associativa” de forma a incluir os agentes comprometidos com a contratação de energia de reserva no rateio de votos e contribuições associativas, pois atualmente eles não participam.

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III. 8. Do ajuste do Preço de Ressarcimento devido à Geração Abaixo da Inflexibilidade Contratada – PRIC

38. A Nota Técnica 108/2013-SEM/ANEEL, de 08/08/2013, que embasou a Audiência Pública 095/2013, que culminou com aprovação de REGRAS pela REN 578/2013, traz o seguinte texto:

“86. A metodologia de cálculo do ressarcimento devido por geração abaixo da inflexibilidade é apresentada de forma clara no CCEAR, conforme transcrito a seguir:

5.12. A verificação mensal de valores de energia em montantes inferiores aos da ENERGIA CONTRATADA associada à DECLARAÇÃO DE INFLEXIBILIDADE sujeitará o VENDEDOR a ressarcir ao COMPRADOR, na forma prevista em REGRA DE COMERCIALIZAÇÃO específica, os montantes não entregues, valorados ao maior valor entre:

(i) o PLD médio mensal do SUBMERCADO da USINA que compõe o lastro de venda do VENDEDOR; e

(ii) o CUSTO VARIÁVEL UNITÁRIO, em R$/MWh.

87. Entretanto, as REGRAS calculam esse ressarcimento por meio da multiplicação de dois fatores: (i) a diferença entre a Inflexibilidade Anual Contratada e a Geração Inflexível anual comprometida com o contrato; e (ii) o maior valor entre o Custo Variável Mensal (CVM) e a média do PLD do mês de janeiro do submercado onde está situada a usina, ponderada pela Geração Final total deste submercado.

88. Constata-se, portanto, que as metodologias apresentadas no CCEAR e nas REGRAS são distintas.

89. Esse tema foi objeto de análise pela Diretoria Colegiada, quando analisou o recurso administrativo interposto pela Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica – CGTEE, com objetivo de suspender liminarmente a aplicação pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE dos cálculos que apuraram o ressarcimento por geração abaixo da inflexibilidade da Usina Termelétrica Candiota III.

90. Na ocasião, a Diretoria decidiu por conhecer e dar provimento parcial ao Recurso Administrativo interposto pela Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica – CGTEE, e determinou que fosse recalculado o valor do ressarcimento por geração abaixo da inflexibilidade da Usina Termelétrica Candiota III relativo aos anos de 2011 e 2012 com base no que dispõe a Cláusula 5.12 do respectivo CCEAR.

91. Decidiu, também, que a SEM deveria propor a revisão das REGRAS, de modo a melhor adequá-las às disposições contratuais, a partir do ano de 2013.

92. Nessa direção, e considerando que já é praxe a verificação anual, e não mensal, de valores de energia associados à inflexibilidade, o que propicia uma melhor aderência da operação física das usinas aos seus requisitos comerciais, entende-se que as REGRAS continuem apurando o ressarcimento por meio da utilização da diferença entre a Inflexibilidade Anual Contratada e a Geração Inflexível anual comprometida com o contrato. Entretanto, o montante eventualmente apurado deverá ser valorado ao maior valor entre (i) o PLD médio anual do submercado da usina que compõe o lastro de venda do vendedor; e (ii) o custo variável unitário médio anual, em R$/MWh.

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93. Uma vez que a apuração do ressarcimento para o ano de 2013 se dará apenas na contabilização do mês de janeiro de 2014, fica a CCEE responsável pelo encaminhamento dessa alteração no próximo bloco de alteração das REGRAS, que deverá estar vigente na referida contabilização.”

39. Atendendo a essa diretriz, a CCEE encaminhou proposta de alteração no módulo de Ressarcimento alterando o PRIC para consideração das médias anuais do PLD, no submercado da usina, além da inserção de novo cálculo para o acrônimo CVM (anteriormente dado de entrada) que será a média anual dos custos declarados da usina não hidráulica (INC). Após análise da SEM, constatou-se sua compatibilidade com o conceito aprovado.

III. 9. Da exclusão do PLD Final das Regras de Comercialização

40. A Resolução CNPE 03/2013 determinou no inciso II do art. 3º que, a partir da primeira semana operativa de abril de 2013 e até que se efetivasse a internalização de mecanismos de aversão a risco nos programas computacionais para estudos energéticos e formação de preço, o rateio do custo do despacho adicional por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE deveria ser determinado conforme seu Anexo (aplicação de PLD Final para agentes expostos negativamente no MCP). 41. Com a incorporação da metodologia “CVar” (Conditional Value at Risk) nos programas computacionais para estudos energéticos e formação de preço a partir do PMO do mês de setembro de 2013, aprovada pela ANEEL por meio do Despacho 2.978/2013, as regras utilizadas no cálculo do PLD Final devem ser excluídas dos cadernos de “Encargos”, “Ressarcimento”, “Consolidação de Resultados” e do anexo “Preço de Liquidação de Diferenças”.

III. 10. Da Energia de Teste alocada para a compensação do consumo próprio do agente de geração autoprodutor

42. As Notas Técnicas 078/2012-SEM/ANEEL, de 10/07/2012, e 103/2013-SEM/ANEEL, de 19/07/2013, subsidiaram o processo de Audiência Pública 61/2012 (Processo 48500.003907/2012-68), que tratou do aprimoramento das Regras de Comercialização (Regras), de modo que a energia gerada na condição de teste da unidade geradora seja alocada ao próprio agente de geração, para fins de compensação de seu consumo próprio.

43. A REN 583/2013, objeto da Audiência Pública 028/2013, que tratou de aprimoramento da REN 433/2003, incorporou a recomendação exarada pela Nota Técnica 103/2013-SEM/ANEEL, referente à terminologia para a “operação em teste”. Em atendimento às recomendações da mesma Nota Técnica, a CCEE promoveu a adequação dos módulos de Encargos e de Penalidades de Energia.

III. 11. Do aprimoramento do cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST

44. Em atendimento à orientação exarada pelo Diretor-Relator do processo de aprovação da versão 2010 das REGRAS, motivada pela contribuição da COMERC e manifestação da ABRACEEL, a SEM emitiu a Nota Técnica 092/2010 – SEM/ANEEL que apresentou proposta de aprimoramento do cálculo do desconto na tarifa de uso dos sistemas de transmissão/distribuição.

45. Na ocasião, a SEM concluiu que o cálculo do desconto deveria ser aprimorado mediante adoção de mecanismo de apuração de sobras de recursos de energia incentivada, de modo a conferir

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aderência com a dinâmica da negociação de contratos de compra/venda que observa a forma de verificação de lastro de energia (janela móvel de 12 meses).

46. Conforme a referida Nota Técnica, o emprego de recursos e requisitos somente do mês de apuração “m”, conforme metodologia atual, para o processamento do cálculo do desconto na tarifa de uso, impede que um agente participante do segmento de mercado de energia incentivada tenha, de forma plena, o benefício que a forma de apuração de lastro de energia lhe confere: a compensação de déficits mensais de lastro com sobras de recursos de meses anteriores.

47. Na proposta da SEM, compras de energia e/ou garantias físicas incentivadas, que não foram utilizadas no próprio mês, constituem um saldo de energia incentivada, que poderiam ser utilizado num horizonte de 11 meses, caso haja déficit de recurso incentivado. Este saldo possui um porcentual associado de desconto resultante da contabilização do referido mês, dado pelo processamento da matriz de desconto. 48. Diante da proposta da SEM, a CCEE realizou estudos de implantação e identificou alguns mecanismos alternativos que aperfeiçoam a regra de cálculo proposta. Para a CCEE, a proposta original tem implicações, quais sejam:

a) uma vez formado saldo com o porcentual de desconto associado degradado, tal degradação se perpetuará em todos os meses em que o saldo for utilizado, podendo requerer ressarcimento bilateral; e

b) caso ocorra eventual reprocessamento da matriz de desconto, a variação dos porcentuais de desconto reprocessados impactará os demais meses, resultando em um operacional sistêmico significativo e na dificuldade dos agentes em se situarem pela quantidade de dados alterados.

49. Com essas implicações, a CCEE propôs, como melhoria, que “A quantidade de saldo incentivado formada será atualizada proporcionalmente à variação do porcentual de desconto degradado ou reprocessado, mantendo-se integralmente o porcentual de desconto original. Em outras palavras, caso haja degradação calculada pela matriz, armazena-se apenas a parte “limpa” do saldo associado ao perfil de comercialização: abate-se proporcionalmente a quantidade de saldo, porém se mantém o porcentual de desconto original (sem degradação). Da mesma forma, em caso de variações positivas do porcentual do desconto, a quantidade do saldo é elevada, mantendo-se o porcentual original.”

50. Destaca-se que o detalhamento da proposta final está contida no Anexo I da Carta CT – CCEE 0244/2013, que comporá os documentos da Audiência Pública.

51. Além do aprimoramento no cálculo do desconto, a CCEE propôs melhorias nesse módulo para:

a) excluir os CCEARs e garantia física comprometida nos cálculos da matriz de desconto, de modo a eliminar distorção existente que permite que mesmo uma usina incentivada totalmente comprometida com contratos regulados, poder possuir recurso incentivado para repasse de desconto no ACL; e

b) exclusão a Garantia Física como recurso quando há a perda do desconto por ultrapassagem de potência injetada, de modo a possibilitar que o agente possa preservar o repasse do desconto em seus compromissos, quando efetuar compra de contrato de energia incentivada

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em montante equivalente. O cálculo do desconto é degradado, pois uma usina continua sendo considerada no cálculo do desconto, mesmo perdendo desconto.

52. O detalhamento desses aprimoramentos comporá os documentos da Audiência Pública e está contido no Anexo I da Carta CT – CCEE 1490/2013.

III. 12. Do processo de sazonalização de garantia física para fins de alocação do MRE e de lastro de energia

53. Com base na NT 054/2013-SRG-SEM/ANEEL, de 7/08/2013, que subsidiou o processo de Audiência Pública 94/2013 (Processo 48500.003201/2013-87), a ANEEL publicou a Resolução Normativa 584, de 29/10/2013, que estabelece prazos e condições para sazonalização de garantia física de usinas de geração de energia elétrica para fins de lastro e das usinas hidrelétricas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia − MRE para fins de alocação de energia.

54. Em suma, os agentes poderão sazonalizar separadamente a garantia física para fins de: a) alocação de energia no MRE, em que a sazonalização seguirá o perfil dos demais agentes

participantes do MRE para (a) UHE Itaipu, (b) usinas cotistas de que trata a Lei 12.783/2013, (c) usinas em fase de motorização (compatível com a quantidade de unidades geradoras em operação comercial), (d) usinas com final de concessão durante o ano de referência (após o término da concessão), (e) parcela de aumento ou redução de garantia física estabelecida em legislação específica com início de vigência durante o ano de referência, (f) usinas que não declararem valores de sazonalização no prazo divulgado pela CCEE e (g) usinas que assim optarem.

b) lastro de energia, em que serão adotados valores flat para (a) UHE Itaipu, (b) usinas cotistas de que trata a Lei 12.783/2013, (c) usinas comprometidas com o PROINFA, (d) usinas Termelétricas Angra 1 e 2, (e) usinas em fase de motorização (compatível com a quantidade de unidades geradoras em operação comercial), (f) usinas com final de concessão durante o ano de referência (após o término da concessão) e (g) usinas que não declararem valores de sazonalização no prazo divulgado pela CCEE.

55. Destaca-se ainda que, conforme o art. 4º da referida REN, a “modulação da garantia física sazonalizada para fins de alocação de energia no MRE deverá ser efetuada, para cada período de comercialização, de acordo com o perfil de geração total das usinas do MRE”, independentemente se a usina está motorizada ou em fase de motorização.

56. Nesse sentido, de forma a operacionalizar a REN 584/2013, a CCEE encaminhou a proposta de alteração nas REGRAS modificando seus módulos da seguinte forma:

a) Módulo de Garantia Física: foram criados dois novos anexos, para tratar de forma distinta a garantia física para fins de (i) lastro e (ii) alocação de energia no MRE;

b) Módulo de Medição Contábil: para definição da geração final destinada ao MRE, passou-se a considerar a quantidade mensal declarada de garantia física para fins do MRE;

c) Módulo de Contratos: alterou-se o processo de modulação das quantidades dos contratos de Itaipu, que passa a seguir o perfil de geração do MRE.

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57. Sobre a proposta encaminhada pela CCEE, em comparação com § 2º do art. 3º da REN 584/2013, constatou–se um equívoco no processo de sazonalização da garantia física para lastro das usinas cotistas de que trata a Lei 12.783/2013, que na álgebra está seguindo o perfil do somatório dos montantes contratados de Cotas de Garantia Física sazonalizados e deveria apresentar sazonalização flat. Assim, cabe à CCEE providenciar a correção.

III. 13. Do novo critério de rateio de inadimplência para agentes desligados

58. No âmbito do processo de Audiência Pública 067/2013, que trata de proposta de regulamento com vistas ao aprimoramento das garantias financeiras associada à liquidação financeira do mercado de curto prazo, foi proposto alteração no critério de rateio de inadimplência para agentes desligados sem sucessão. Haja vista que o processo se encontra inconcluso, propõe-se a inclusão desta matéria no âmbito da discussão das REGRAS, de modo que o montante inadimplido de agentes desligados sem sucessão seja rateado na proporção de votos, na contabilização seguinte à última liquidação com participação do agente desligado, nos termos apresentado na minuta de Resolução apresentada no âmbito da referida Audiência Pública, conforme apresentado abaixo.

"Art. XX. Havendo desligamento de um agente da CCEE, o débito desse agente deverá ser rateado entre todos os agentes, na proporção de seus votos, na contabilização seguinte à última liquidação com participação desse agente desligado, conforme Procedimento de Comercialização específico." III. 14. Da alocação da geração associada à inflexibilidade nos CCEAR D

59. A CCEE propõe aprimoramento no Módulo Ressarcimento, no que refere ao tratamento associado à alocação da geração associada à inflexibilidade para os contratos regulados de leilões anteriores a 2011, por meio da apuração mensal do atendimento do compromisso anual da inflexibilidade contratual, de modo que após o cumprimento dessa obrigação, a geração possa ser contabilizada em nome do agente gerador.

III. 15. Do lastro para o 1º ano de operação comercial de usinas sem garantia Física

60. O caderno das REGRAS de Garantia Física foi alterado para que os proprietários de usinas que não tenham garantia física definida pelo MME, durante o primeiro ano de operação comercial da usina, possam declarar o montante de garantia física de forma flat, limitado à potência instalada da usina. A partir do 13º mês de operação comercial, assim como no caso de não realização da referida declaração pelo agente, a garantia física mensal será definida pela geração final da usina referenciada ao centro de gravidade.

61. Por fim, a CCEE propôs ajuste no módulo de Penalidades de Energia de forma que, para cada mês do segundo ano de operação comercial da usina, (i) se verifique a “diferença entre a garantia física declarada e a geração verificada” (acrônimo GF_DIFp,m) dos últimos 12 meses, e (ii) essa diferença seja

reduzida do recurso do agente (RECURSO_ESP_PNLa,m e RECURSO_NESP_PNLa,m), utilizado na apuração

do nível de insuficiência de lastro (NILE_ESP_PREa,m e NILE_NESP_PREa,m). O intuito da Câmara é capturar

eventuais diferenças entre o declarado e o gerado no período, e aplicá-las na apuração de penalidade por insuficiência de lastro de energia a partir do 13º mês de operação comercial do empreendimento.

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(Fl. 15 da Nota Técnica no_{150/2013 – SEM/ANEEL, de 21 /11 / 2013)} III. 16. Da Parcela Variável referente à condição de constrained-off

62. A CCEE propõe aprimoramento no Módulo Reajuste da Receita de Venda, especificamente no que se refere ao pagamento da parcela variável associado à condição de constrained-off das usinas, de modo que não seja mais considerado o repasse desse encargo, que os compradores fizeram jus na liquidação financeira do MCP, aos vendedores, uma vez que não houve geração efetiva da usina e, portanto, não houve consumo de combustível.

III. 17. Do rateio da exposição financeira das usinas comprometidas com CCGF

63. Pelas recomendações da Nota Técnica 135/2013 SEM-ANEEL, de 04/10/2013, que embasou a emissão da REN 578/2013, que aprovou a versão de REGRAS para as contabilizações realizadas a partir de outubro de 2013, houve a necessidade de alterar o módulo Consolidação de Resultados, de modo que o resultado da exposição financeira das usinas em regime de cotas seja repassado às distribuidoras cotistas na proporção das cotas. Até o ano de 2013 o rateio não era realizado desse modo.

64. O tratamento da exposição financeira se dava por par vendedor/comprador e os CCGF são sazonalizados de acordo com o perfil consolidado pelo SIMPLES/EPE declarado por cada agente comprador, os agentes compradores tinham exposições repassadas de uma mesma usina em maiores ou menores proporções, dependendo do mês de referência.

65. Essa mudança promove um compartilhamento equânime dos riscos hidrológicos atribuídos às distribuidoras cotistas, mantendo o conceito de rateio definido no art. 11 da REN 514/2012.

III. 18. Da alteração na forma de aplicação do percentual de destinação ao produto para usinas eólicas e a biomassa comprometidas com CCEAR por disponibilidade ou CER

66. A CCEE propõe aperfeiçoamento na forma de aplicação do percentual de destinação da geração aos contratos regulados para usinas a biomassa e eólica, no Módulo Ressarcimento. Tal proposta fora solicitada no âmbito da Audiência Pública 095/20132_{, que aprovou as alterações nas REGRAS, por meio} da Resolução Normativa 578/2013 e, embora negada para implementação imediata, fora prevista para as REGRAS, versão 2014.

67. Trata-se de uma alteração de cálculo para simplificar a operação de destinação da geração da parcela livre da usina para os contratos regulados, uma vez que o percentual deixa de ser aplicado sobre o maior valor entre a geração ou garantia física e passa a ser aplicado sempre sobre a geração, e o montante de energia resultante fica limitado à garantia física sazonalizada no ACL.

III. 19. Da devolução da garantia física realocada ao produto(CCEAR por D ou CER) quando a quantidade anual é atendida, no caso de usinas eólicas e a biomassa

68. A CCEE propõe alteração algébrica no Módulo Ressarcimento, para prever a devolução da garantia física à parcela livre da usina que fora utilizada para apuração do montante de energia a ser realocado da parcela livre aos contratos regulados, quando do atendimento da entrega do montante anual de energia. Tais alterações atendem à Resolução Normativa 578/2013, subsidiado pelas Notas Técnicas

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108/2013-SEM/ANEEL e 135/2013-SEM/2013, objeto da Audiência Pública 095/2013, cujo tratamento associado a essa matéria fora aprovado, conforme aproveitamento de que consta do quadro de contribuições3 dessa última Nota Técnica, que tem sido realizado por meio da variável ADDC no Módulo Penalidade de Energia.

III. 20. Demais aprimoramentos

69. Além dos aprimoramentos destacados, a CCEE ainda propôs pequenos ajustes nos cadernos das REGRAS indicados a seguir:

a) Módulo de Encargos:

i. Inseriu-se quadro "importante" com a finalidade de explicitar o tratamento de alívio retroativo dado aos perfis de agente das classes importação e exportação, em consonância com o módulo de Consolidação dos Resultados;

ii. Explicitou-se, na seção "Encargos por Restrição de Operação", que usinas despachadas por ordem de mérito no deck do ONS e não despachadas em comparação ao PLD (PLD < INC < CMO) serão tratadas como se estivessem com restrição operativa local na modalidade constrained-on. Esse tratamento é aplicável ainda às usinas enquadradas entre o PLD máximo e o CMO, nos casos em que o CMO for superior ao PLD máximo.

b) Módulo de Ressarcimento:

i. ajustou-se a nota de rodapé que explicita a quantidade de horas que foram consideradas nos anos bissextos para os leilões específicos, para considerar o 3º LER;

ii. adequou-se o caderno para que unidades geradoras consideradas “aptas a entrar em operação comercial” por meio de Despacho da Superintendência de Fiscalização da Geração (SFG) da ANEEL não sejam tratadas como fora de operação comercial para cálculo do Fator de Potência Fora de Operação Comercial (F_PFOC).

III. 21. Da Análise de Impacto Regulatório - AIR

70. A fim de confeccionar a análise de impacto regulatório, de que trata a REN 540/2012, a SEM julgou pertinente classificar os 20 temas analisados nesta NT. Como premissa, considerou-se que os temas relativos à determinações regulatórias não teriam necessidade de elaboração de AIR, por serem decorrentes de processos que, no geral, já realizaram suas análises de impacto específicas. Assim, elegeu-se, dos temas relativos aos aperfeiçoamentos propostos, aqueles que apresentam maiores rebatimentos, quais sejam:

a) o aprimoramento do cálculo do desconto aplicado à TUSD/TUST; b) a alocação da geração associada à inflexibilidade nos CCEAR D;

c) o lastro para o primeiro ano de operação comercial de usinas sem garantia física; e d) a parcela variável referente à condição de constrained-off.

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71. Tais temas serão abordados nas AIRs anexas desta Nota Técnica.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

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

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

 Decretos 5.163, de 30 de julho de 2004;

 Resoluções Normativas 109, de 26 de outubro de 2004; 428, de 15 de março de 2011; 456, de 18 de outubro de 2011; 511, de 23 de outubro de 2012; 530, de 21 de dezembro de 2012; 551, de 14 de maio de 2013; e 578, de 11 de outubro de 2013.

V. DA CONCLUSÃO

73. É entendimento da SEM que os módulos das REGRAS propostos pelo Conselho de Administração da CCEE, observadas as alterações e considerações apresentadas ao longo desta Nota Técnica, reúnem condições de serem submetidas ao processo de audiência pública, de forma a serem colhidos subsídios e informações dos agentes para seu aprimoramento. Considera-se adequado um prazo de 20 dias para a realização da Audiência Pública.

74. Deve-se destacar que, embora o conjunto de REGRAS que está sendo submetido ao processo de audiência pública tenha sido objeto de discussões entre a SEM e a CCEE, é possível que, em razão do grande conjunto de documentos, alguns ajustes se tornem ainda necessários no transcorrer da referida audiência pública.

75. Por fim, vista a inviabilidade de publicação de Resolução Normativa para aprovação dos referidos cadernos de REGRAS previamente ao prazo limite de que trata o art. 2º da REN 584/2013, a SEM julga pertinente que a Diretoria da ANEEL determine à CCEE que (i) proceda com a sazonalização da garantia física conforme as regras propostas acima, em dezembro de 2013 e (ii) divulgue aos interessados o resultado do processo de sazonalização.

VI. DA RECOMENDAÇÃO

76. Com respaldo na competência da ANEEL de aprovar as regras de comercialização, recomenda-se que seja instalada Audiência Pública, na modalidade intercâmbio documental, no prazo de 20 dias, com vistas a colher subsídios à elaboração de ato regulamentar, a ser expedido pela ANEEL, para aprovação dos seguintes módulos das REGRAS:

a. Medição Contábil; b. Garantia Física; c. Contratos;

d. Tratamento das Exposições; e. Ressarcimento;

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(Fl. 18 da Nota Técnica no_{150/2013 – SEM/ANEEL, de 21 /11 / 2013)} f. Encargos;

g. Consolidação de Resultados; h. Liquidação;

i. Ajuste de Contabilização e Recontabilização; j. Penalidade de Energia;

k. Penalidade de Potência;

l. Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST; m. Reajuste da Receita de Venda de CCEAR; n. Votos e Contribuição Associativa;

o. Repasse do Custo de Sobrecontratação;

p. Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear; q. Preços de Liquidação das Diferenças; e

r. Glossário de Termos / Interpretações e Relação de Acrônimos.

77. Recomenda-se ainda que seja emitido pela ANEEL Despacho que determine à CCEE que (i) proceda com a sazonalização da garantia física e de contratos conforme as regras propostas e (ii) divulgue aos interessados o resultado do processo de sazonalização.

CARLOS EDUARDO GUIMARÃES DE LIMA Especialista em Regulação

OTÁVIO RODRIGUES VAZ Especialista em Regulação

BENNY DA CRUZ MOURA Especialista em Regulação

RICARDO TAKEMITSU SIMABUKU Assessor da Superintendência de Estudos do

Mercado De acordo:

FREDERICO RODRIGUES Superintendente de Estudos do Mercado

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ANEXO – Análise de Impacto Tarifário – AIR ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO

Data: 21 de novembro de 2013 Área Responsável: SEM

Título da Regulação:

Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação - Novo SCL, versão janeiro de 2014.

Tema específico:

Do aprimoramento do cálculo do Desconto aplicado à TUSD/TUST

Qual é o problema que se quer resolver?

Descrever a natureza e a extensão do problema.

Promover o aprimoramento no cálculo do desconto na tarifa de uso, mediante adoção de mecanismo de apuração de sobras de recursos de energia incentivada para conferir aderência com a dinâmica da negociação de contratos de compra/venda que observa a forma de verificação de lastro de energia (janela móvel de 12 meses).

Identificar os principais grupos afetados pelo problema.

Agentes participantes do segmento de mercado de energia incentivada. Estabelecer as causas do problema.

Atualmente no cálculo do desconto são considerados somente os recursos e requisitos do mês de apuração, o que impede que os agentes que atuam nesse segmento de mercado tenha o benefício que a apuração de lastro de energia lhe confere: a compensação de déficits mensais de lastro com sobras de recursos de meses anteriores.

Justificativas para a intervenção:

Por que a intervenção é necessária?

A intervenção se faz necessária para dar o adequado tratamento ao cálculo do desconto na tarifa de uso, em atendimento à orientação exarada pela Diretoria da ANEEL no processo de aprovação da versão 2010 das REGRAS. Existem outras formas de intervenção que não a implementação de nova regulamentação?

Não. As REGRAS são aprovadas por Resolução Normativa.

Objetivos perseguidos:

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

O objetivo é conferir aos agentes que atuam nesse segmento de mercado de energia incentivada o benefício pleno que a forma de apuração de lastro de energia lhes confere, qual seja, a possibilidade de compensar eventuais déficits mensais de lastro com sobras de recursos de meses anteriores.

Qual é o prazo para a implantação do regulamento? Imediatamente após a publicação.

Opções consideradas:

Quais as alternativas para solução do problema foram consideradas?

Foi considerada também a possibilidade de se introduzir Certificados de Energia como forma de venda de energia incentivada. Tal proposta, contudo, não é aderente à legislação em vigor. Dessa forma, a alternativa para solucionar o problema decorre de estudo inicial realizado pela SEM, conforme Nota Técnica 092/2010 – SEM/ANEEL, de 10/09/2010, complementado pela CCEE por meio da proposta encaminhada pela carta CT – CCEE 0244/2013, de 22/01/2013. Justificar a opção escolhida, inclusive a de não regular.

A proposta de correção para o problema é a que reflete o melhor entendimento sobre o assunto, por decorrer de estudos realizados pela SEM e pela CCEE. A opção de não regular não atende à necessidade de aprimoramento.

Análise de custo-benefício:

Descrever e mensurar os custos e os benefícios, em termos financeiros, da regulação para os principais grupos afetados. Não foram identificados custos financeiros objetivos, vez que isso depende da forma de atuação dos agentes do

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(Fl. 20 da Nota Técnica no_{150/2013 – SEM/ANEEL, de 21 /11 / 2013)} mercado.

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

Entende-se que a adequação das REGRAS confere maior aderência entre o cálculo do desconto na tarifa de uso dos sistemas de transmissão/distribuição e a dinâmica da negociação de contratos de compra/venda que observa a forma de verificação de lastro de energia em uma janela móvel de 12 meses. Assim a alteração possibilita aos agentes participantes do segmento de mercado de energia incentivada, a utilização plena do benefício do desconto.

Não se vislumbram riscos na implementação proposta.

Análise do estoque regulatório:

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

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

O módulo de Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST alterado para implementação do tema específico foi aprovado/revisado pela Resolução Normativa 533, de 22/01/2013.

Acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto:

Propor alternativas para acompanhamento dos efeitos do regulamento proposto.

O monitoramento da aplicação das REGRAS faz parte das atividades corriqueiras da SEM e da CCEE, que são constantemente subsidiadas pelos agentes de mercado, que são os afetados pela regulamentação, em razão de perdas e ganhos financeiros no âmbito de suas operações no mercado. Assim, o acompanhamento dos resultados será feito, como sempre, por meio da análise dos resultados das contabilizações e liquidações na CCEE.

ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO

Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação - Novo SCL, versão janeiro de 2014.

Da alocação da geração associada à inflexibilidade nos CCEARs por disponibilidade de leilões anteriores a 2011

Promover o aprimoramento no tratamento associado à alocação da geração da usina, quando do cumprimento da obrigação de geração por inflexibilidade contratual dos CCEARs por disponibilidade de leilões anteriores a 2011, por meio da apuração mensal do atendimento do compromisso anual da inflexibilidade contratual, de modo que após o cumprimento dessa obrigação, a geração possa ser contabilizada em nome do agente gerador.

Agentes de geração comprometidos com CCEARs por disponibilidade com declaração de inflexibilidade. Estabelecer as causas do problema.

Falta de previsão algébrica para verificação do cumprimento de geração anual por inflexibilidade contratual.

A intervenção se faz necessária para dar o adequado tratamento nas Regras de Comercialização à apuração da geração anual por inflexibilidade contratual.

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

Não. As Regras de Comercialização de Energia Elétrica, que são aprovadas por Resolução Normativa, devem conter a previsão de todos os cálculos necessários à contabilização e liquidação da energia gerada e consumida no âmbito do Sistema Interligado Nacional -SIN.

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(Fl. 21 da Nota Técnica no_{150/2013 – SEM/ANEEL, de 21 /11 / 2013)} Quais são os objetivos e os efeitos esperados com a regulamentação?

O objetivo é conferir aos agentes, o correto tratamento na alocação da geração das usinas, quando do cumprimento anual da geração por inflexibilidade contratual.

Foi considerada somente uma alternativa algébrica para o problema, conforme apresentado no Módulo de Ressarcimento.

Justificar a opção escolhida, inclusive a de não regular.

A correção algébrica para o problema é a que reflete o melhor entendimento sobre o assunto, inclusive nos resultados esperados. Não regular não é opção, pois se verifica a necessidade de aprimoramento, nas regras, dos cálculos necessários à contabilização e liquidação da energia inflexível gerada.

Descrever e mensurar os custos e os benefícios, em termos financeiros, da regulação para os principais grupos afetados. A adequação das regras proporciona a correta alocação da geração do empreendimento, que após o cumprimento da obrigação contratual passa a ser contabilizado em nome do agente vendedor.

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

A adequação das regras torna o processo transparente e passível de auditagem, não sendo necessária a utilização de mecanismos auxiliares para a contabilização da geração em nome do agente.

O módulo alterado para implementação do tema específico (Ressarcimento) foi recentemente revisado pela Resolução Normativa 578, de 11/10/2013.

O monitoramento da aplicação das regras de comercialização faz parte das atividades corriqueiras da SEM e da CCEE, que são constantemente subsidiadas pelos agentes de mercado, que são os afetados pela regulamentação, em razão de perdas e ganhos financeiros no âmbito de suas operações no mercado. Assim, o acompanhamento dos resultados será feito, como sempre, por meio da análise dos resultados das contabilizações e liquidações na CCEE.

ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO

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

Da parcela variável referente à condição de constrained-off das usinas

Foi identificado a necessidade de aprimoramento das REGRAS, especificamente no Módulo de Reajuste da Receita de Venda, no que se refere ao pagamento da parcela variável associado à condição de constrained-off das usinas dos

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vendedores de CCEARs, de modo que não seja mais considerado o repasse desse encargo, que os compradores fizeram jus na liquidação financeira do MCP, aos vendedores, uma vez que não houve geração efetiva da usina e, portanto, não houve consumo de combustível.

Os compradores e os agentes proprietários de usinas comprometidas com CCEARs por disponibilidade, que se enquadrem na condição de operação constrained-off.

Estabelecer as causas do problema.

As causas decorrem do pagamento dos compradores aos vendedores por meio da parcela variável por uma geração não realizada, em razão de restrição de operação do sistema interligado.

A intervenção se faz necessária para adequação dos cálculos realizados nas REGRAS. Existem outras formas de intervenção que não a implementação de nova regulamentação?

Não. As REGRAS, que são aprovadas por Resolução Normativa, devem reproduzir corretamente os cálculos necessários à apuração da Receita de Venda dos CCEARs por disponibilidade.

O objetivo é conferir o correto tratamento algébrico referente ao pagamento da parcela variável, evitando um repasse indevido aos vendedores de CCEARs.

Foi considerada uma alternativa algébrica conforme consta do Módulo de Reajuste da Receita de Venda. Justificar a opção escolhida, inclusive a de não regular.

A correção algébrica é a que reflete o melhor entendimento sobre o assunto. Não regular não é opção, pois se verifica a necessidade de adequação, nas regras, dos cálculos necessários à apuração da Receita de Venda dos CCEARs por disponibilidade.

Descrever e mensurar os custos e os benefícios, em termos financeiros, da regulação para os principais grupos afetados. Evitar pagamento indevido por parte dos compradores aos vendedores de CCEARs, uma vez que não há consumo de combustível na condição de constrained-off.

Elencar custos e benefícios não financeiros. Avaliar os riscos envolvidos nas alternativas consideradas. Não foram identificados custos e benefícios não financeiros, tampouco risco na alternativa proposta.

A regulação proposta revisa as alterações algébricas no Módulo de Ressarcimento, aprovado pelas Resoluções Normativas 578, de 11/10/2013.

O monitoramento da aplicação das REGRAS faz parte das atividades corriqueiras da SEM e da CCEE, que são constantemente subsidiadas pelos agentes de mercado, que são os afetados pela regulamentação, em razão de perdas e ganhos financeiros no âmbito de suas operações no mercado. Assim, o acompanhamento dos resultados será feito, como sempre, por meio da análise dos resultados das contabilizações e liquidações na CCEE.

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(Fl. 23 da Nota Técnica no_{150/2013 – SEM/ANEEL, de 21 /11 / 2013)} ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO

Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Novo Sistema de Contabilização e Liquidação – Novo SCL (REGRAS), versão janeiro de 2014.

Lastro para o 1º ano de operação comercial de usinas sem Garantia Física definida pelo Ministério de Minas e Energia – MME.

O módulo vigente de “Garantia Física” das REGRAS determina que a garantia física de usinas sem valor definido pelo MME será igual a sua geração final, o que pode causar problemas aos empreendedores ao longo do primeiro ano de operação comercial.

Cita-se o exemplo de uma UTE biomassa, que apresente período de safra de abril a outubro, e que deseja negociar um contrato com sazonalização flat. Caso a entrada em operação comercial dessa usina ocorra em janeiro de 2014, o empreendedor ficará impedido de comercializar energia até abril de 2014, caso contrário será penalizado, conforme módulo de “Penalidades de Energia”. Destaca-se que tal restrição não ocorrerá no segundo ano de operação comercial, visto que a penalidade por insuficiência de lastro de energia será definida por meio do histórico gerado pela média móvel de 12 meses.

Nesse sentido, é proposto que os empreendedores tenham a flexibilidade de declarar suas garantias físicas no primeiro ano de operação comercial, o que permite que seja declarada uma garantia física mensal de forma a viabilizar a comercialização em cenários como o exemplo apresentado. Ressalta-se que a aprimoramento proposto implica ainda a apuração, no segundo ano, dos desvios entre os valores declarados e gerados, de forma a penalizar os agentes que tenham geração aquém de suas declarações de garantia física.

Os agentes detentores de usinas (i) Hidráulicas não participantes do MRE sem garantia física definida pelo MME e (ii) Não Hidráulicas sem garantia física definida pelo MME e com modalidade de despacho do tipo IB, IIB ou III.

Estabelecer as causas do problema.

A metodologia de formação de histórico por meio de média móvel dos últimos 12 meses não se adequa ao primeiro ano de operação comercial de uma usina sem garantia física definida pelo MME.

A intervenção se faz necessária para dar o adequado tratamento nas Regras de Comercialização, de forma que a apuração de penalidade de insuficiência de lastro de energia se comporte de maneira análoga para todos os anos de operação comercial de uma usina, inclusive o primeiro.

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

Não. As REGRAS, que são aprovadas por Resolução Normativa, devem conter a previsão de todos os cálculos necessários à contabilização e liquidação da energia gerada no âmbito do Sistema Interligado Nacional -SIN.

O objetivo é conferir aos agentes a flexibilidade para comercializar energia no 1º ano de operação comercial de suas usinas, sem a incidência indevida de penalidades por insuficiência de lastro.