Consulta Pública nº 01/2017 - SRG/ANEEL – Tratamento das

Consulta Pública nº 01/2017 - SRG/ANEEL – Tratamento das Exposições Residuais
Para melhor entendimento às respostas, a CCEE se ateve a um exercício, demonstrado pelas equações
abaixo, em que tanto o valor de exposição negativa como o valor de intercâmbio estão relacionados à
diferença de PLD.
Exp.Negativa = Alocação_Energia_ das Usinas no MRE_ NE X ΔPLD
(1)
Surplus = Intercambio X ΔPLD
(2)
Portanto:
Exp.Residual = (Alocação_Energia_ das Usinas no MRE_ NE – Intercambio) X ΔPLD
(3)
Questão 1) A Exposição Residual verificada é resultante do risco hidrológico?
A CCEE entende que os valores relativos à exposição residual durante 2016 estão atrelados à atual
adversidade hidrológica no submercado Nordeste. Isso porque as condições desfavoráveis de
hidrologia elevaram significativamente os montantes de garantia física recebidos pelas usinas do
Nordeste em outros submercados, o que, aliado a diferença de PLDs entre os submercados no mesmo
período, determinou um volume maior de exposições negativas das usinas participantes do MRE
daquele submercado.
Adicionalmente, a adversidade hidrológica do Nordeste tem impossibilitado a alocação da reserva de
potência nas usinas hidrelétricas daquele submercado, fazendo com que, na programação diária da
operação, fosse alocada essa reserva no intercâmbio elétrico do Nordeste para os submercados
Sudeste e Norte, implicando num menor Surplus financeiro.
Questão 2) Deveria ser programada a redução do intercâmbio para o subsistema Nordeste
nos modelos computacionais?
Atualmente os modelos computacionais não representam a reserva operativa de potência, tema que
está sendo discutido/tratado no âmbito Consulta Pública nº 07/2016, conduzida pela SRG. Em
princípio, os limites de intercâmbio representados nos modelos devem estar aderentes à realidade
operativa. No entanto, a redução do intercâmbio nos modelos ensejaria, por construção, um valor
maior de exposição negativa, posto que aumentaria o descolamento de preços entre os submercados
(vide equação 3).
Questão 3) A programação e a operação de intercâmbio entre os subsistemas Sudeste e
Nordeste estão aderentes à reserva operativa realizada pelo ONS para esses subsistemas?
A programação definida pelo DECOMP não representa a reserva operativa de potência, sendo que seu
aprimoramento já está em discussão na Consulta mencionada na resposta anterior. O mesmo ocorre
para a operação, quando a reserva alocada no intercâmbio tem sido maior que a definida pelo estudo
da reserva operativa de potência. Assim, os estudos da operação para a definição da reserva operativa
deveriam refletir as condições de operação em tempo real.
Questão 4) Caso a programação de geração de usinas eolioelétricas nos modelos
computacionais se desse com periodicidade menor do que a mensal considerando previsões
mais assertivas da geração desses parques, haveria uma maior proximidade entre o
intercâmbio programado e o realizado?
Do mesmo modo ponderado pela SRG, na Nota Técnica nº 163/2016, a CCEE concorda que a
programação de geração de usinas eolioelétricas, com menor periodicidade que a mensal, ajudaria a
aproximar o programado versus o realizado para o intercâmbio, inclusive se combinada com as
seguintes propostas: (i) adequação na definição de reserva de potência (estudo realizado pelo ONS) à
operação real observada (alocação operativa no intercâmbio), (ii) inclusão da reserva de potência nos
modelos de operação e PLD (iii) inclusão da intermitência da geração de usinas eólicas nos modelos de
operação e PLD.
Questão 5) O fato de haver alocação de energia no MRE para o submercado Nordeste em
outros submercados não seria um indicativo de que a garantia física das usinas hidrelétricas
do Nordeste estariam sobredimensionadas?
A resposta assertiva para essa questão demandaria uma série de estudos com o propósito de obter
um indicativo claro para assumir que as garantias físicas das usinas em referência estariam
sobredimensionadas.
Entretanto, na hipótese de redução somente das garantias físicas das usinas hidrelétricas do NE,
participantes do MRE, ter-se-ia um efeito benéfico para minimizar a alocação de energia a essas usinas
em outros submercados, o que reduziria o valor de exposição negativa. Contudo, é preciso avaliar a
adequabilidade das garantias físicas vigentes dessas usinas.
Contudo, cabe ressaltar que a revisão ordinária abrange a adequação das garantias físicas de todas as
usinas hidrelétricas pertencentes ao SIN, não somente as do NE, não trazendo, portanto, os efeitos
almejados para a redução da exposição residual.
Questão 6) A inclusão de energia de origem termelétrica despachada fora da ordem de
mérito de custo ao MRE poderia trazer benefícios à redução das Exposições Residuais?
Primeiramente, deve-se esclarecer que a geração fora da ordem de mérito (GFOM) tende a ocorrer
em valores volumosos, e em submercados diversos.
Isso posto, foi analisada a possibilidade de inserir no MRE a energia de origem termelétrica despachada
por GFOM, objeto da reabertura da Audiência Pública nº 45/2016.
Em uma análise preliminar, verificou-se que, a depender do montante e do local onde a GFOM for
produzida, os efeitos sobre os valores das exposições residuais podem ser benéficos ou prejudiciais.
Percebe-se que, quando a GFOM ocorre em submercados com sobra de energia, há uma tendência
pessimista para os resultados das exposições residuais. Por outro lado, se a GFOM ocorrer em
submercados deficitários, pode ocorrer uma melhora nos resultados das exposições residuais, embora
de pequena relevância. Portanto, não é trivial determinar qual o local e a quantidade de GFOM que
auxilie na redução das exposições residuais, visto que a introdução dessa geração adicional no MRE
altera o direito de recebimento de todas as usinas participantes do MRE, não somente das usinas do
submercado Nordeste, o que implica alterações no fluxo financeiro do MRE.
Questão 7) A atual estruturação para o tratamento das Exposições Financeiras no caso de
sobra de recursos está adequada, especialmente considerando o direcionamento desse
recurso para o Encargo de Serviços do Sistema?
A CCEE pondera que o tratamento em questão poderá ser aprimorado, reavaliando a
prioridade do direcionamento do recurso, prevista nas Regras de Comercialização
(primeiramente aliviar as exposições e, posteriormente, o abatimento de Encargo de Serviços
de Sistema).