Nota Técnica no 037/2013-SRG/ANEEL · proposta da Cesp não seria viável tendo em vista que haveria necessidade de processar o modelo MSUI ... (Horas Equivalentes de Desligamento

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica no 037/2013-SRG/ANEEL

Em 17 de maio de 2013.

Processo: 48500.002907/2010-89 Assunto: Consolidação de todas as regulamentações referentes à apuração de indisponibilidades de empreendimentos de geração de energia elétrica em um único normativo.

I. DO OBJETIVO 1. Esta Nota Técnica tem o objetivo de propor a consolidação, em um único ato normativo, de todas as Resoluções Normativas existentes referentes à apuração de indisponibilidades de usinas hidrelétricas e termelétricas despachadas centralizadamente, bem como de usinas eolioelétricas e termelétricas com Custo Variável Unitário – CVU nulo, conectadas ao Sistema Interligado Nacional – SIN e de usinas de geração distribuída não modeladas na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Além disso, serão analisadas algumas sugestões de aperfeiçoamento, as quais foram formalizadas pelos agentes após a implementação desses regulamentos, e também algumas melhorias vislumbradas pela área técnica.

II. DOS FATOS 2. A Resolução nº 688, de 24 de dezembro de 2003, estabeleceu o Mecanismo de Redução da Energia Assegurada - MRA para as usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, com base no cálculo da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada Apurada - TEIFa e da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada – TEIP. 3. A Resolução Normativa nº 169, de 10 de outubro de 2005, estabeleceu a apuração de indisponibilidades para os empreendimentos de geração termelétrica ou de importação de energia, despachados centralizadamente e não participantes do MRE, para fins de verificação do lastro dos respectivos contratos de venda de energia.

Fls. 2 da Nota Técnica no 037/2013-SRG/ANEEL, de 17/5/2013.


4. Além desses regulamentos que abrangem as usinas hidrelétricas e termelétricas despachadas centralizadamente, posteriormente foram publicadas outras resoluções relacionadas às indisponibilidades dessas usinas, como:

a) Resolução Normativa nº 160, de 27 de junho de 2005, que altera dispositivos da

Resolução nº 688, de 2003; b) Resolução Normativa nº 179, de 6 de dezembro de 2005, que estabelece os

procedimentos para o ONS adotar no caso de declaração de inflexibilidade de geração de usina termelétrica despachada centralizadamente;

c) Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de 2006, que estabelece

procedimentos e critérios para determinação da disponibilidade observada de usina termelétrica despachada centralizadamente, em função da falta de combustível;

d) Resolução Normativa nº 237, de 28 de novembro de 2006, que estabelece critérios

para consideração das usinas termelétricas na elaboração do Programa Mensal da Operação - PMO e suas revisões, em função da indisponibilidade por falta de combustível;

e) Resolução Normativa nº 272, de 10 de julho de 2007, que estabelece critérios e

procedimentos para geração termelétrica fora da ordem de mérito de custo para compensar futuras indisponibilidades por falta de combustível;

f) Resolução Normativa nº 310, de 29 de abril de 2008, que estabelece critérios a serem

considerados pelo ONS para comprovação da disponibilidade de unidades geradoras de usinas despachadas centralizadamente. 5. Com relação às usinas eolioelétricas e termelétricas com CVU nulo, recentemente foi apresentada uma proposta de cálculo da garantia física apurada discutida em Audiência Pública (AP 084/2012), cuja minuta encontra-se em análise pela Diretoria. 6. Dessa forma, propõe-se a elaboração de um único ato normativo, com a consolidação das Resoluções citadas, incluindo aprimoramentos metodológicos, supressão de dispositivos que perderam sua finalidade com o passar do tempo, bem como pequenos ajustes para homogeneização dos textos ou para adequação dos textos de acordo com o que é adotado na prática. III. DA ANÁLISE 7. Desde 2003, com a publicação da Resolução nº 688/2003, foram publicados vários atos normativos referentes à apuração de indisponibilidades de usinas hidrelétricas e termelétricas despachadas centralizadamente, e, posteriormente, referente às usinas eolioelétricas e termelétricas com CVU nulo, o que torna difícil a implementação e associação de diversos procedimentos relacionados ao mesmo tema, qual seja, o acompanhamento de indisponibilidades de empreendimentos de geração de energia elétrica.



8. Ressalta-se que o objetivo principal dessa consolidação não é rediscutir todas as normas novamente do ponto de vista conceitual, o que já foi feito ao longo das respectivas audiências públicas e durante o processo de aprovação das resoluções. No entanto, algumas sugestões de aperfeiçoamentos foram formalizadas após a implementação das normas, bem como a área técnica vislumbrou outros, os quais serão comentados a seguir.

9. A Cesp, por meio do Ofício OF/O/287/2006, encaminhou a esta agência, proposta de metodologia alternativa para aplicação do MRA considerando o efeito real da indisponibilidade no cálculo da energia assegurada. 10. De acordo com o relatório apresentado pela Cesp, para as usinas hidrelétricas, o MRA não reflete de forma adequada a efetiva redução da energia assegurada decorrente do aumento dos fatores de indisponibilidade. 11. Essa questão já havia sido objeto de avaliação durante a Audiência Pública n° 002/2005, relativa à Resolução nº 169, de 2005. No relatório de análise das contribuições foi esclarecido que o tratamento da indisponibilidade das usinas participantes do MRE é efetuado por meio do mecanismo do MRA, o qual não altera a garantia física do empreendimento, mas apenas a energia alocada no MRE. 12. A proposta da Cesp corresponde a reduzir a potência do aproveitamento, proporcionalmente ao aumento das taxas de indisponibilidade apuradas, e obtenção da nova energia firme - energia média do período crítico - por meio da utilização do modelo MSUI. 13. Entende-se que a referida proposta seria eficaz na revisão das garantias físicas de todos os empreendimentos despachados centralizadamente, de que trata o Decreto no 2.655/1998, art. 21, §§ 4o e 5o. Adicionalmente, avalia-se que nessa revisão devem ser atualizados todos os demais parâmetros da usina que afetam o cálculo da garantia física, não apenas as taxas de indisponibilidade. 14. Para a aplicação do MRA, que afeta apenas a energia alocada no MRE, acredita-se que a proposta da Cesp não seria viável tendo em vista que haveria necessidade de processar o modelo MSUI mensalmente para cada empreendimento separadamente. O entendimento é que a revisão da garantia física a cada cinco anos é o mecanismo operacionalmente mais eficiente para capturar a contribuição da usina para o sistema elétrico, inclusive para capturar as taxas de indisponibilidades. 15. A Copel enviou a Carta SCT-C-041/2008, que apresentou sugestões de aprimoramento para os cálculos de TEIFa e TEIP, as quais são comentadas a seguir. 16. No que se refere às Taxas de Referência, para as usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente, são utilizadas as taxas levantadas pelo Comitê Nacional Brasileiro da CIER – BRACIER para cada faixa de potência de máquina, com base em valores verificados à época. No entanto, de acordo com a Copel, as referências que resultam no maior Índice de Disponibilidade – ID de referência são as da faixa de 30 a 59 MW e as que resultam no menor ID são as da faixa 200 a 499 MW, o que não reflete a realidade. Segundo a empresa, as Taxas de Referência deveriam ser em função do tipo de turbina, do número de unidades geradoras e da posição na curva da banheira.



17. A avaliação da Copel é correta. O ONS dispõe de amplo conjunto de dados atualizados de indisponibilidade apurada de usinas despachadas centralizadamente que poderiam ser utilizados para Taxas de Referência de novas usinas até que essas completem 60 meses de apuração e tenham o seu próprio histórico.

18. Análise realizada pela ANEEL por meio da Nota Técnica nº 068/2012-SRG/ANEEL, de 10 de setembro de 2012, constatou que os valores de referência de TEIF e IP não refletem a realidade atual do parque gerador nacional. Ante esse cenário, ANEEL, MME e EPE, estão avaliando pertinência de revisão dos valores de referência atualmente vigentes. 19. A Copel também afirma que não há compensação entre o início e o fim do horário de verão, mesmo que a passagem ocorra no mesmo estado operativo. No entanto, na Rotina Operacional RO-AO.BR.04 “Apuração das mudanças de estados operativos de unidades geradoras, usinas e interligações internacionais”do ONS consta o seguinte:

“Para o registro das horas consideradas na apuração dos dados deverá ser utilizada a hora de Brasília. Para as indisponibilidades que se iniciam fora do horário de verão e terminam durante o horário de verão, deve-se registrar uma hora a menos quando do término das mesmas. Para as indisponibilidades que se iniciam durante o horário de verão e terminam após o encerramento do horário de verão, deve-se registrar uma hora a mais quando do término das mesmas.”

20. A Copel ainda teceu algumas observações referentes à Resolução Normativa n° 266, de 2007. No entanto, como foi aprovada a Resolução Normativa nº 409, de 10 de agosto de 2010, que estabelece critérios e procedimentos para participação de empreendimento hidrelétrico não despachado centralizadamente no MRE, a qual revogou a Resolução 266/2007, tais sugestões não serão comentadas. 21. Em relação à agregação entre unidades geradoras de uma usina, a Copel entende que a agregação deve ocorrer entre horas, e não diretamente através de TEIFa e TEIP mensais. Além disso, a média acumulada TEIFa e TEIP de 60 meses (média aritmética) confere maior peso aos meses com menor número de horas. Adicionalmente, durante a reunião realizada na SRG, a Copel propôs que as parcelas HEDF e HEDP (Horas Equivalentes de Desligamento Forçado e Programado) não estejam contidas em HS (Horas em Serviço). Tais questões são analisadas nos itens a seguir. III. 1 Contabilização por unidade geradora de usina despachada centralizadamente e empreendimentos de importação 22. A apuração das indisponibilidades das unidades geradoras de usinas despachadas centralizadamente é regulada pela Resolução no 688/2003 e pela Resolução Normativa no 169/2005. Essas Resoluções definem que o ONS deverá apurar mensalmente os índices de disponibilidade verificados das usinas, com base nas taxas determinadas em função das seguintes equações:



HDCEHRDHDFHSHEDFHDFTEIFa

;

HPHEDPHDPTEIP

.

Onde: HDF = Horas de Desligamento Forçado; HEDF = Horas Equivalentes de Desligamento Forçado - a unidade opera com potência

nominal limitada, associada a uma condição forçada; HS = Horas em Serviço - a unidade opera sincronizada ao sistema; HRD = Horas de Reserva Desligada - a unidade não está em serviço por interesse

sistêmico, apesar de disponível para operação; HDCE = Horas Desligadas por Condições Externas - unidade não está em serviço por

condições externas às suas instalações; HDP = Horas de Desligamento Programado; HEDP = Horas Equivalentes de Desligamento Programado - a unidade opera com

potência nominal limitada, associada a uma condição programada; e HP = Total de Horas do Período de Apuração considerado - mês.

23. A Figura 1 ilustra por meio de um quadro os termos da equação apresentada no item anterior.

Figura 1: Representação atual da apuração de indisponibilidade por unidade geradora.

FORÇADO PROGRAMADOHDF HDP

OP. Normal Reserva Cond. ExternasHRD HDCE

HEON HEDF HEON HEDP

LIGADO - HS

OP. Potência Limitada

DESLIGADOTOTAL DE HORAS DO PERÍODO - HP

Horas limitação For. Horas limitação Prog.

24. Como pode ser observado o HEDF e o HEDP são representados dentro do HS na Figura 1. Ocorre que esta representação, e consequentemente a formulação ora utilizada nas resoluções normativas, pode fazer com que a apuração de indisponibilidade das unidades geradoras não reflita a indisponibilidade total da usina.



25. Apresenta-se a seguir um exemplo numérico de uma usina despachada centralizadamente, com duas unidades geradoras de mesma potência (U1 e U2). As duas unidades ficaram indisponíveis durante o mesmo período: metade do mês. No entanto, os motivos das indisponibilidades foram diferentes.

a) A U1 operou durante todo o mês (HP = 720 horas e HS = 720 horas) limitada à metade da potência da unidade geradora, sendo que, metade do mês esta limitação foi por indisponibilidade forçada (HEDF = 360/2 = 180 horas equivalentes) e a outra metade por indisponibilidade programada (HEDP = 360/2 = 180 horas equivalentes).

b) A U2 operou metade do mês (HP = 720 horas e HS = 360 horas) com toda a potência

disponível e, a outra metade do mês, ficou totalmente indisponível por indisponibilidade forçada (HDF=180 horas) durante metade desse período e totalmente indisponível por programação (HDP=180 horas) na outra metade.

26. Portanto, independente do motivo, ambas as unidades geradoras ficaram disponíveis em 50% no mês. O cálculo do Índice de Disponibilidade é dado pela seguinte equação:

)1()1( TEIFaTEIPID

27. No entanto, quando se aplica a equação do ID apresentada, observa-se que a U1 ficou com uma disponibilidade maior do que 0,5, como se pode observar na Figura 2.

Figura 2: Cálculo do ID pelo método atual.

U1 U2

HS 720 360HRD 0 0

HDCE 0 0HDP 0 180HDF 0 180HP 720 720

HEDP 180 0HEDF 180 0TEIFa 0,2500 0,3333TEIP 0,2500 0,2500

ID 0,5625 0,5000DISP da máquina 0,5000 0,5000

Método atual

28. Tal diferença existe pelo fato do HEDF e do HEDP estarem contidos dentro do HS na Figura 1. Caso seja alterada a Figura 1 para a Figura 3, consequentemente, a formulação da TEIFa também é alterada, com a inserção do HEDF no denominador, apresentada a seguir:



Figura 3: Representação da proposta de apuração de indisponibilidade por unidade geradora.

Reserva Cond. Ext. HEDF HDF HEDP HDPHRD HDCEOP. Normal

PROGRAMADODESLIGADOLIGADO - HS FORÇADOTOTAL DE HORAS DO PERÍODO - HP

HEDF

HDCEHRDHDFHS

HEDFHDFTEIFa .

29. Aproveitando o mesmo exemplo numérico apresentado anteriormente, porém aplicando a formulação da TEIFa proposta, obtém-se um ID de 0,5, coerente com a real disponibilidade da U1 e U2, conforme pode ser observado na Figura 4. 30. Desta forma, conclui-se que a formulação proposta da TEIFa é mais coerente para apuração da disponibilidade total de unidades geradoras no período. 31. Cumpre observar que o resultado do método atual de apuração para o proposto só é diferente quando o valor de HEDF for maior que zero. Em qualquer outra hipótese os resultados dos dois métodos são idênticos.

Figura 4: Cálculo do ID pelo método proposto.

HS 360 360HRD 0 0

HDCE 0 0HDP 0 180HDF 0 180HP 720 720

HEDP 180 0HEDF 180 0TEIFa 0,3333 0,3333TEIP 0,2500 0,2500

ID 0,5000 0,5000DISP da máquina 0,5000 0,5000

Método proposto

32. A prova matemática, disponibilizada pelo agente Cesp à SRG/ANEEL, que mostra a necessidade da alteração da formulação da TEIFa ora utilizada para a proposta, é apresentada no Anexo I desta Nota Técnica.



III.2 Agregação de unidades geradoras em usina despachada centralizadamente 33. Para o cálculo da agregação de unidades geradoras de uma usina as indisponibilidades apuradas devem ser ponderadas pela respectiva potência nominal da unidade geradora. Desta forma, o ONS agrega as indisponibilidades das unidades geradoras por usina conforme as equações seguintes:

n

ii

n

i ii

P

HRDHDCEHSHDFHEDFHDFP

TEIFa 1

n

ii

n

i ii

P

HPHEDPHDPP

TEIP 1

Onde: i: unidade geradora pertencente à usina; P: potência nominal da unidade geradora em MW.

34. Para apresentar o ponto passível de aperfeiçoamento faz-se uso de um segundo exemplo numérico.

35. Uma usina composta por duas unidades geradoras, U1 e U2, de mesma potência.

a) A U1 ficou totalmente indisponível durante todo o mês (HP=744 horas), sendo que metade desta indisponibilidade foi forçada (HDF = 372 horas) e a outra metade programada (HDP = 372 horas).

b) A U2 operou sincronizada durante todo mês (HS = 744 horas).

36. Portanto, os dados mostram que a usina como um todo ficou disponível em 50% do tempo, com uma unidade geradora totalmente indisponível no período e outra totalmente disponível. A Figura 5 apresenta os resultados do cálculo da TEIFa, TEIP e ID utilizando o método de agregação ora em curso.



Figura 5: Cálculo do ID da usina pelo método atual.

U1 U2372 00 0

744 744372 00 00 7440 00 0

TEIFaTEIPID

Disponibilidade da usina 0,500000

0,250000

HDCEIn

dica

- do

res 0,500000

0,375000

Hor

as d

e M

anut

ençã

o HDPHEDP

HPHDF

HEDFHS

HRD

37. Como pode ser observado na Figura 5, apesar de a disponibilidade da usina ser de 50%, o ID dela, calculado utilizando as equações de agregação atualmente em uso, foi de 37,5%. 38. Para aperfeiçoar o método de agregação das indisponibilidades das unidades geradoras por usina propõe-se as seguintes equações para a TEIFa e TEIP, já com o HEDF inserido no denominador da TEIFa, conforme proposto no item III.1 desta Nota Técnica.

n

iii

n

iii

HRDHDCEHSHEDFHDFP

HEDFHDFPTEIFa

)(

)(1

n

iii

n

iii

HPP

HEDPHDPPTEIP 1

)(

39. A Figura 6 mostra os resultados do exemplo apresentado nesta seção utilizando o método proposto. Como pode ser observado, os valores de disponibilidade são coerentes com a real disponibilidade da usina no mês.



Figura 6: Cálculo do ID da usina pelo método proposto.

U1 U2372 00 0

744 744372 00 00 7440 00 0

TEIFaTEIPID

Disponibilidade da usina

HS

0,500000

0,3333330,250000

HRDHDCE

Indi

ca-

dore

s

0,500000

Hor

as d

e M

anut

ençã

o HDPHEDP

HPHDF

HEDF

III.3 Agregação temporal das indisponibilidades das unidades geradoras em usinas despachadas centralizadamente 40. A Resolução no 688/2003 e a Resolução Normativa no 169/2005 definem que o cálculo da TEIFa e TEIP deve ser realizado utilizando um horizonte de sessenta meses. Assim, o ONS encaminha para a CCEE a média acumulada dos valores mensais apurados para TEIFa e TEIP em sessenta meses. Caso não possua histórico, o ONS utiliza os valores de IP e TEIF de referência, considerados no cálculo da respectiva garantia física do empreendimento. 41. A média aritmética da TEIFa e TEIP confere maior peso aos meses com menor número de horas. Por exemplo, a mesma HDP (Horas de Desligamento Programado) de 672h provoca indisponibilidade diferente na contabilização da TEIP em janeiro e fevereiro.

903225806,0744672)( janTEIP

1672672)( fevTEIP

TEIP (média aritmética) = 0,95161290

42. Então, propõe-se, nesta Nota Técnica, a utilização da acumulação por horas no cálculo da TEIFa e TEIP e não mais a média aritmética das taxas mensais. O exemplo anterior, simplificando para dois meses de acumulação, ficaria:

94915254,0672744672672),(

HP

HDPfevjanTEIP



43. Desta forma, o cálculo da TEIP e TEIFa, incorporando a utilização do HEDF no denominador da TEIFa apresentado no item III.1, a agregação de unidades geradoras na usina proposta no item III.2 e a agregação temporal mostrada neste item III.3, pode ser resumido pelas equações a seguir:

60

1 1

60

1 1

)(j

n

iiji

j

n

iiji

HPP

HEDPHDPPTEIP

60

1 1

60

1 1

)(j

n

iiji

j

n

iiji

HRDHDCEHSHEDFHDFP

HEDFHDFPTEIFa

onde: j = índice do mês apurado.

44. Propõe-se, portanto, alterações na Resolução no 688/2003 e na Resolução Normativa no 169/2005, com objetivo de substituir as equações de TEIP e TEIFa atualmente em uso, pelas apresentadas no parágrafo anterior desta Nota Técnica. III.4 Desconsideração de Indisponibilidades de Usinas Despachadas Centralizadamente 45. Nas Resoluções nº 160/2005 e nº 169/2005, já existe previsão de desconsideração de indisponibilidades por parte do ONS, alterando, no segundo caso, apenas o período passível de desconsideração, dependendo se é hidrelétrica ou termelétrica:

“I- períodos atípicos relativos ao início de operação comercial de unidade geradora, seja ela nova ou tenha sido objeto de modernização ou reforma que traga ganhos operativos ao sistema elétrico; II-.................................................. III- modernização ou reforma que traga ganhos operativos ao sistema elétrico, no período acumulado de até 6 (seis) meses durante 15 (quinze) anos ou até 12 (doze) meses no período de 30 (trinta) anos de operação comercial da unidade geradora, ...”

46. Na Rotina Operacional do ONS RO-AO.BR.04 “Apuração das mudanças de estados operativos de unidades geradoras, usinas e interligações internacionais” constam os procedimentos seguidos pelo ONS para classificação de um determinado estado operativo, sendo que, no caso das indisponibilidades associadas ao início de operação comercial de unidade geradora, o início de operação comercial (período da curva da banheira) considerado abrange 15.000 horas de operação e o período a ser desconsiderado está limitado a 960 horas.



47. Assim, já que se trata de um critério acordado com a ANEEL quando da implementação das normas vigentes, e que sempre foi adotado pelo ONS, sugere-se que tais períodos sejam explicitados na minuta de resolução em questão. No entanto, de forma a simplificar os procedimentos para acompanhamento do ONS, sugere-se a desconsideração de 960 horas nos primeiros 24 meses de operação comercial da unidade geradora.

48. Quanto ao período para desconsideração de indisponibilidades decorrentes de modernização ou reforma, de forma a consolidar os regulamentos que tratam tanto de hidrelétricas quanto de termelétricas, optou-se por fazer referência ao período de autorização ou concessão dos empreendimentos, conforme o caso. Assim, poderão ser desconsideradas indisponibilidades dessa natureza no período acumulado de até 12 meses para cada unidade geradora durante o prazo de vigência da autorização ou concessão da usina.

49. Ademais, a área técnica também vislumbrou um evento adicional passível de desconsideração, que também já está previsto em rotina operacional do ONS e que poderiam constar da resolução de modo a proporcionar mais previsibilidade aos agentes de geração.

50. O referido evento corresponde à proliferação do mexilhão dourado e plantas aquáticas em usinas hidrelétricas, desde que sejam adotadas medidas de caráter preventivo e, caso não exista solução imediata de eliminação dessa proliferação, o período de indisponibilidade poderá ser desconsiderado respeitando o limite de 72 horas por unidade geradora por ano.

51. A área técnica também sugere que tais eventos passíveis de desconsideração de indisponibilidades constem de anexo à nova resolução, cujo conteúdo não seria exaustivo, e que seja delegada ao titular da Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração a competência de alterá-lo, dado o caráter essencialmente técnico das informações nele contidas.

52. Outra proposta de alteração é a inclusão de prazo de 60 dias a partir da data de início da ocorrência para a solicitação de expurgos pelo agente de geração junto ao ONS. III.5 Demais aprimoramentos 53. Conforme citado anteriormente, durante o processo de consolidação das Resoluções citadas, foram excluídos os dispositivos que perderam sua finalidade com o passar do tempo, bem como foram realizados pequenos ajustes para melhor compreensão ou homogeneização dos textos. 54. Em relação à Resolução nº 231/2006, que estabelece critérios para determinação da Disponibilidade observada por falta de combustível, constava como única forma de alterar o valor da referida Disponibilidade observada, a realização de teste de geração que levasse em consideração a logística de suprimento de combustível. No entanto, a área técnica preferiu já deixar prevista uma segunda alternativa, qual seja, a demonstração de normalização do suprimento de combustível, de modo a dispensar o agente de teste, cuja competência para emissão do ato de dispensa de teste seria delegada ao titular da Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração, dado o caráter essencialmente técnico desta decisão.



55. No que se refere à Resolução nº 272/2007, que estabelece a possibilidade de compensação de indisponibilidades por falta de combustível por meio da geração fora da ordem de mérito de custo, a área técnica sugere a alteração de alguns dispositivos, em função dos motivos descritos a seguir.

56. A Geração Fora da Ordem de Mérito – GFOM gera um armazenamento adicional nos reservatórios do SIN não prevista na programação semanal da operação. O crédito dessa geração é contabilizado por agente em determinados reservatórios do subsistema em que a usina termelétrica está instalada. O armazenamento adicional é rateado entre os reservatórios de acordo com um fator de proporcionalidade obtido pelo quociente entre a Energia Máxima Armazenável do reservatório e o total das Energias Máximas dos Reservatórios considerados do subsistema. A lista com os reservatórios que contabilizam os créditos da GFOM e os respectivos fatores de proporcionalidade constam do Anexo da referida Resolução.

57. Ocorre que, quando da publicação da Resolução não havia termelétricas instaladas no Subsistema Norte, conectadas ao SIN e, portanto, não houve previsão de reservatórios nesse subsistema para contabilizar GFOM.

58. Assim, tendo em vista que entraram em operação usinas termelétricas nessa região, faz-se necessário alterar o Anexo da Resolução Normativa nº 272/2007, incluindo a UHE Tucuruí com capacidade de acumulação nesse subsistema.

59. Outra sugestão é incluir a previsão de possibilidade de geração substituta provenientes de outro subsistema podendo a outra usina termelétrica estar localizada em subsistema diferente, desde que não exista restrição de intercâmbio, conforme avaliação do ONS. Esta medida propõe dar maior flexibilidade ao agente de geração quanto ao uso do parque termelétrico brasileiro, uma vez que sua adoção não traz prejuízo ao sistema elétrico ou aos consumidores.

60. Mais uma alteração proposta com a finalidade de deixar mais claro o objetivo do atual art. 6º da Resolução nº 272/2007,propõe-se a seguinte adequação do texto na proposta de resolução:

“O saldo disponível na conta específica do agente e a utilização de geração produzida por outras usinas térmelétricas não poderão ser objeto de compensação de indisponibilidades, quando a usina termelétrica for despachada por razões elétricas, quando houver despacho de qualquer usina termelétrica por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE ou relacionado à Curva de Aversão ao Risco – CAR, mesmo que a usina indisponível esteja despachada por ordem de mérito de custo.”

61. Com relação à Resolução n° 310/2008, sugere-se a inclusão de previsão de geração simultânea de mais de uma unidade geradora para comprovação de disponibilidade em casos específicos, ou seja, caso o fato gerador da indisponibilidade afete mais de uma unidade geradora. 62. Também é proposto que a resolução faça a previsão de eventos de indisponibilidade para os quais os agentes estariam dispensados do teste para comprovação da disponibilidade. Tais eventos já constam de rotina operacional do ONS. Ademais, a área técnica sugere que seja delegada ao titular da



Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração a competência de alterar seu conteúdo, dado seu caráter essencialmente técnico. 63. Quanto ao cálculo da Garantia Física apurada de usina eolioelétrica e termelétrica inflexível com Custo Variável Unitário − CVU nulo, conectada ao Sistema Interligado Nacional – SIN, cuja garantia física tenha sido estabelecida em legislação específica, a metodologia proposta, bem como as etapas do processo para aprovação da minuta pela Diretoria da ANEEL, constam do processo n° 48500.004081/2012-54. Assim, propõe-se a incorporação da resolução aprovada pela Diretoria da ANEEL na proposta de resolução em questão. 64. A Resolução nº 169/2005, art. 8º, dispõe sobre o tratamento às indisponibilidades de empreendimentos de geração distribuída. Nota-se que o atual regulamento não faz distinção entre usinas com e sem medição registrada na CCEE.

65. Em análise, a área técnica vislumbrou ser necessária esta distinção, uma vez que o desempenho das usinas modeladas na CCEE, sejam despachadas centralizadamente ou não, já seria medido por meio da aplicação dos atuais regulamentos, acrescentada a minuta de resolução que estabelece cálculo da Garantia Física apurada de usina eolioelétrica e termelétrica inflexível com CVU nulo, em exame pela Diretoria.

66. Assim, seria necessário dar tratamento apenas às indisponibilidades de usinas de geração distribuída não modeladas na CCEE. Neste aspecto, a proposta da área técnica é que o desempenho destas usinas seja avaliado com base em seu histórico de geração, tal como aplicado atualmente para as usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente por meio da Portaria MME nº 463/2009, da Resolução Normativa nº 409/2010 e do regulamento em análise pela Diretoria acerca das usinas eolioelétricas e termelétricas inflexíveis com CVU nulo.

67. Uma vez que se procura dar um tratamento homogêneo entre os diversos tipos de fontes, a proposta considera um horizonte único de cinco anos de histórico de geração para qualquer que seja a fonte.

68. Desta forma, o regulamento proposto considera o cálculo da indisponibilidade com base na comparação entre o montante de venda de energia estabelecido no contrato com a distribuidora conectada e o montante de energia não suprida pela usina de geração distribuída nos últimos cinco anos anteriores ao ano de apuração.

69. Quanto à aplicação desta indisponibilidade calculada, a área técnica sugere o repasse pela distribuidora da energia não suprida aos consumidores finais, quando do processo de reajuste ou revisão tarifários, limitado ao menor valor entre:

a) o valor médio do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD do submercado onde

se conecta a usina, relativo ano anterior ao da apuração; b) o Valor Anual de Referência - VR vigente no ano anterior ao da apuração; e c) o preço médio do contrato de compra de energia vinculado à usina de geração

distribuída, relativo ao ano anterior ao da apuração.



70. Assim, para que a empresa distribuidora não seja onerada pela indisponibilidade do gerador a ela conectada, seja no âmbito do regulamento proposto ou no mercado de curto prazo, seria necessária a revisitação pelas partes do contrato bilateral de compra e venda de energia proveniente de geração distribuída. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 71. Conforme disposto no inciso XIX, art. 3º, da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, compete à ANEEL “regular o serviço concedido, permitido e autorizado e fiscalizar permanentemente sua prestação”. 72. O parágrafo único, art. 2º, Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, estabelece, in verbis:

“Art. 2º............. ........................ Parágrafo único. A regulação e fiscalização da Agência incidirão sobre as atividades dos agentes envolvidos na produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, abrangendo aqueles com funções de execução de inventário de potenciais de energia elétrica e de coordenação de operação.”

73. O mesmo Decreto nº 2.335, de 1997, estabelece nos incisos IX e XVI, do art. 4º, Anexo I (grifos nossos):

“Art. 4º À ANEEL compete: .......................... IX - incentivar o combate ao desperdício de energia no que diz respeito a todas as formas de produção, transmissão, distribuição, comercialização e uso da energia elétrica; ......................... XVI - estimular a melhoria do serviço prestado e zelar, direta e indiretamente, pela sua boa qualidade, observado, no que couber, o disposto na legislação vigente de proteção e defesa do consumidor;”

74. O Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, define em seu art. 6º:

“Art. 6º A ANEEL deverá prever as hipóteses e os prazos de indisponibilidade de unidades geradoras, incluindo a importação ou empreendimentos correlatos, estabelecendo os casos nos quais o agente vendedor, não tendo lastro suficiente para cumprimento de suas obrigações, deverá celebrar contratos de compra de energia para atender a seus contratos de venda originais, sem prejuízo de aplicação das penalidades cabíveis”.



V. DA CONCLUSÃO 75. Diante do exposto, propõe-se, conforme resumo constante do Anexo II desta Nota Técnica, a consolidação das Resoluções Normativas relativas ao acompanhamento de indisponibilidades de usinas hidrelétricas e termelétricas despachadas centralizadamente, bem como de usinas eolioelétricas e termelétricas inflexíveis com CVU nulo, conectadas ao SIN, e com garantia física estabelecida em legislação específica e de usinas de geração distribuída não modeladas na CCEE. 76. Além das alterações relacionadas à consolidação, como uniformização de texto e supressão de dispositivos que perderam a finalidade, propõe-se a alteração de itens específicos, como:

a) alteração da fórmula de cálculo da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada Apurada – TEIFa e da Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada – TEIP, de usinas despachadas centralizadamente, com agregação temporal das indisponibilidades das unidades geradoras; agregação de unidades geradoras; e inclusão do HEDF no denominador da fórmula de TEIFa:

60

1 1

60

1 1

)(j

n

iiji

j

n

iiji

HPP

HEDPHDPPTEIP

60

1 1

60

1 1

)(j

n

iiji

j

n

iiji

HRDHDCEHSHEDFHDFP

HEDFHDFPTEIFa

b) melhoria no texto relacionado à desconsideração de indisponibilidade no início de operação comercial de usinas despachadas centralizadamente, com inclusão do limite de horas passíveis de expurgos (limite de 960 horas nos primeiros 24 meses de operação comercial da unidade geradora), e adequação do texto sobre desconsideração de indisponibilidade relacionada à modernização ou reforma (12 meses para cada UG no período de concessão/autorização da usina); c) inclusão de anexo com relação de eventos passíveis de desconsideração de indisponibilidades de usinas despachadas centralizadamente, cujo conteúdo não seria exaustivo, para os quais os agentes de geração teriam o prazo de 60 dias a partir da data de início da ocorrência para a solicitação de expurgos junto ao ONS; d) inclusão do § 2º no art. 8º da proposta de resolução:

“Art. 8º O agente proprietário da usina poderá ter o valor de disponibilidade observada alterado, desde que o mesmo comprove disponibilidade diferente da



observada, por meio da realização de teste, cujos custos deverão ser assumidos pelo mesmo. § 1º O teste deverá atender a critérios a serem definidos pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração - SFG, e levarão em consideração a logística de abastecimento simultâneo de combustível para conjuntos de usuários. § 2º A ANEEL poderá isentar o agente da realização do teste de que trata o caput, mediante demonstração de normalização do suprimento de combustível.”

e) alteração do Anexo II da proposta de resolução, incluindo a UHE Tucuruí com capacidade de acumulação de GFOM no subsistema Norte; f) incluisão da previsão de possibilidade de geração substituta e do uso do saldo da GFOM provenientes de outro subsistema; g) adequação do texto do art. 16 da proposta de resolução:

“Art. 16 O saldo disponível na conta específica do agente e a utilização de geração produzida por outras usinas térmelétricas não poderão ser objeto de compensação de indisponibilidades, quando a usina termelétrica for despachada por razões elétricas, quando houver despacho de qualquer usina termelétrica por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE ou relacionado à Curva de Aversão ao Risco – CAR, mesmo que a usina indisponível esteja despachada por ordem de mérito de custo.”

h) inclusão do inciso VI no art. 20 da proposta de resolução:

“VI- em casos específicos, caso o fato gerador da indisponibilidade afete mais de uma unidade geradora, o ONS poderá solicitar a geração de mais de uma unidade geradora simultaneamente para comprovação da capacidade de geração.”

i) inclusão do Anexo III na proposta de resolução, com a relação das indisponibilidades que não necessitam de teste de comprovação de indisponibilidade; e j) adoção de novos critérios para tratamento de indisponibilidades de usinas de geração distribuída não modeladas na CCEE.



VI. DA RECOMENDAÇÃO 77. Em face do exposto, propõe-se o encaminhamento da minuta de resolução de que trata esta Nota Técnica, para apreciação da Procuradoria Federal e da Diretoria da ANEEL, sugerindo que seja submetida ao processo de Audiência Pública por intercâmbio documental, objetivando colher subsídios para o aprimoramento do respectivo ato normativo.

FERNANDO COLLI MUNHOZ PATRÍCIA NÚBIA TAKEI Assessor da SRG Especialista em Regulação/SRG

RAFAEL COSTA RIBEIRO Especialista em Regulação/SRG

De acordo:

RUI GUILHERME ALTIERI SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração


ANEXO I – Conceito e Formulação de Disponibilidade

A formulação matemática apresentada neste ANEXO foi disponibilizada pelo agente Cesp, com pequenas adaptações.

HS = horas em serviço (operação sincronizada); HRD = horas de reserva desligada (disponível para operação); HDCE = horas desligadas por condições externas; HEDF = horas equivalentes de desligamento forçado; HEDP = horas equivalentes de desligamento programado; HDF = horas de desligamento forçado; HDP = horas de desligamento programado; HP = horas total do período. Sendo:

HDPHDFHEDPHEDFHDCEHRDHSHP Isolando HS:

HDPHDFHEDPHEDFHDCEHRDHPHS

Disponibilidade Equivalente (DE):

íodohorasdoperoníveishoraindispíodohorasdoper

íodohorasdoperníveishorasdispo

HPHDPHDFHEDPHEDFHP

HPHDCEHRDHSDE

HS HRD HDCE HEDF HEDP HDF HDP

Disponível Indisponível


Índice de Indisponibilidade – Método atual


HPHEDPHDPTEIP

Índice de Disponibilidade: )1()1( TEIFaTEIPID


1)1(

HDCEHRDHDFHS

HEDFHDFHDCEHRDHDFHS

HPHEDPHDPTEIP

1)1(

HP

HEDPHDPHP

HPHEDPHDPHP

HDCEHRDHDFHSHEDFHDCEHRDHSTEIFaTEIPID

)1()1(

Substituindo HS:

HPHEDPHDPHP

HDCEHRDHDFHDPHDFHEDPHEDFHDCEHRDHPHEDFHDCEHRDHDPHDFHEDPHEDFHDCEHRDHPID

HPHEDPHDPHP

HDPHEDPHEDFHPHDPHDFHEDPHEDFHPID

2

DEID


Índice de Indisponibilidade – Método proposto

HEDFHDCEHRDHDFHSHEDFHDFTEIFa

HPHEDPHDPTEIP

Índice de Disponibilidade: )1()1( TEIFaTEIPID

HEDPHDPHPHEDFHDFHEDFHDCEHRDHDFHSTEIFa

)1(

HPHEDPHDPHPTEIP

)1(

HPHEDPHDPHP

HEDPHDPHPHDCEHRDHSTEIFaTEIPID

)1()1(

DEID

Inclusão


ANEXO II – Resumo da Consolidação das Resoluções relacionadas à indisponibilidade de usinas

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Nota Técnica no 037/2013-SRG/ANEEL · proposta da Cesp não seria viável tendo em vista que haveria necessidade de processar o modelo MSUI ... (Horas Equivalentes de Desligamento