ii – mecanismo de realocação de energia – mre

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SUGESTÕES DA CEMIG PARA O DOCUMENTO BÁSICO PARA O
ESTABELECIMENTO DAS REGRAS DO MAE.
Sugerimos as seguintes alterações no documento acima referenciado:
I – FORMAÇÃO DO PREÇO
A saída dos algorítmos para despacho e otimização do sistema se refere a Custos
Marginais de Operação, e não preços do MAE. Portanto sugerimos a seguinte
redação:
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Os algoritmos de apuração dos custos marginais da energia de curto prazo no MAE
estarão baseados num processo de otimização centralizada, probabilística e
determinística do sistema, conduzido pelo ONS. Esse processo usará uma série de
modelos de otimização em base anual, mensal, semanal e diária, aprovados pelo
MAE. Todos os modelos de otimização e despacho deverão ser disponibilizados para
os participantes do MAE, em nível de detalhe suficiente para permitir sua auditagem;
-
Os custos marginais de operação serão calculados utilizando os modelos de
otimização e despacho do sistema, sem consideração das restrições de transmissão
internas à cada submercado. Esse custo marginal de operação refletirá o custo da
fonte mais cara despachada, considerando todas as usinas flexíveis, propostas de
redução voluntária de demanda e intercâmbios internacionais;
-
A programação e o despacho em tempo real considerará todas as restrições de
transmissão e as restrições operativas ocorridas após a definição do preço. Os custos
decorrentes dessas restrições serão cobertos por um encargo de serviços do sistema;
-
O parágrafo “Na eventualidade de um racionamento..........” deverá ser retirado do
texto, uma vez que os custo marginais de operação já contemplam o custo de
déficit.
-
Sugerimos acrescentar o seguinte parágrafo:
-
A Assembléia Geral do MAE deverá definir metodologia, a ser utilizada pelo ONS,
para conversão dos custos marginais de operação em preços de mercado para cada
um dos submercados.
II – MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA – MRE
A CEMIG gostaria de ressaltar os seguintes pontos principais:
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1 – Não concordamos com a exposição de riscos dos geradores ao preço de outros
submercados e, por isso, sugerimos um mecanismo operacional para o MRE, acertado
entre os geradores, com o objetivo de cobrir os eventuais riscos hidrológicos.
2 – Com relação as PCHs, reivindicamos tratamento isonômico dessas com as demais usinas
consideradas nos Contratos Iniciais. Portanto, solicitamos que elas tenham direito de
participarem do MRE durante a vigência dos referidos contratos. Outra alternativa, segundo
o nosso entendimento, é que elas não fossem consideradas na elaboração dos Contratos
Iniciais. Nesse caso, a Empresa geradora deve ter a liberdade de efetuar diretamente a
comercialização da energia oriunda de tais usinas.
3 – De forma a tratar isonomicamente todos os agentes, o MRE deve ser calculado em função
da energia garantida, similarmente ao tratamento dado às Térmicas e à Itaipu.
4 - A diferença entre a energia assegurada e a energia garantida deve ser liberada para
comercialização pelos geradores, durante à vigência dos Contratos Iniciais.
Além do exposto acima, a CEMIG propõe ainda que os parágrafos a seguir tenham as seguintes
alterações:
O MRE é um mecanismo operacional e financeiro que tem a finalidade de compartilhar os riscos
hidrológicos que afetam seus participantes, através da realocação dos volumes de energia entre
as usinas;
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Deverão participar do MRE todas as usinas hidrelétricas despachadas
centralizadamente, as usinas termelétricas, as PCHs consideradas nos contratos
iniciais e as cotas-parte de cada empresa da energia gerada pela Itaipu Binacional
destinada ao sistema brasileiro. A partir de 2002 as usinas termelétricas participarão
do MRE, observado o percentual de redução previsto no inciso II do Art. 10 da Lei
nº 9.648, de 27 de maio de 1998;
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A cada usina participante do MRE corresponderá um volume de energia garantida. Se
a geração total do MRE for inferior ao total de energia garantida, a sua energia
efetivamente gerada será realocada entre os participantes proporcionalmente às
energias garantidas destes;
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As realocações entre as usinas serão realizadas prioritariamente em seus próprios
submercados. Havendo necessidade adicional de realocação, essa poderá ocorrer em
outros submercados;
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Quando a produção total do sistema for superior ao volume total de energia garantida,
a diferença será definida como energia secundária. Esta energia será alocada a cada
usina com base na energia garantida da usina e/ou sua geração efetiva;
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As realocações de energia entre as usinas participantes do MRE estarão sujeitas a
aplicação de um encargo baseado em tarifa de otimização estabelecida pela ANEEL,
destinada à cobertura dos custos incrementais incorridos na operação e manutenção
das usinas e do pagamento da compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos
e outros tributos existentes ou que venham a ser criados.
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I
II - SUBMERCADOS
Sugerimos que sejam considerados 4 submercados (S/SE/N/NE)
-
Na hipótese da alocação do MRE ou contratos de um gerador serem liquidados ao
preço de outro submercado, os excedentes originados pelas restrições de fluxos
entre os submercados serão distribuídos prioritariamente entre todas as usinas que
tenham tido energia realocada pelo MRE em submercados onde o preço do MAE for
menor, visando reduzir ou eliminar a exposição desses agentes às diferenças de
preços entre submercados.
V – ENCARGO DE SERVIÇOS DO SISTEMA
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-
Toda energia contabilizada no MAE estará sujeita a um encargo de serviços do
sistema que deverá recuperar os seguintes custos:

custo das restrições de transmissão dentro dos submercados;

custo dos componentes dos serviços ancilares relacionados com a energia, que
compreendem a potência reativa, a reserva de potência nos diferentes
horizontes temporais e a capacidade de black start;

efeitos nos custos do sistema devidos a mudanças na disponibilidade de
geração e na demanda do sistema, entre o momento da determinação do preço
ex-ante e o momento do despacho real;

a diferença entre os fatores de perdas de transmissão, em cada submercado, e
as correspondentes perdas reais;

custos de erros do ONS no despacho do sistema;

custos de pequenos desvio de geração em relação ao despacho determinado
pelo ONS.
Os desvios de geração serão avaliados pela comparação dos custos reais de geração
com aqueles previstos quando da determinação do preço ex-ante. Qualquer usina,
cuja produção real, justificada, resulte acima do nível originalmente previsto, a
diferença de geração será pago pelo valor da água da usina ou por seus custos
declarados no caso de usinas térmicas. Qualquer usina cuja produção real,
justificada, for menor que o nível originalmente previsto receberá uma compensação
financeira, equivalente à diferença entre este nível e o original, multiplicado pela
diferença entre o preço do MAE e seu valor da água ou custo declarado no caso de
usinas térmicas.
Sugerimos incluir o seguinte parágrafo:
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Os casos específicos cujas responsabilidades forem identificadas claramente os
custos serão ressarcidos pelos agentes responsáveis pelos desvios verificados.