Contexto Regulatório

Em 17 de dezembro de 2019, foi publicada a Resolução Homologatória nº 2.655/2019, que estabeleceu os limites máximos e mínimos do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) para o ano de 2020. O PLD mínimo e máximo estrutural foi definido em R$ 39,68/MWh e R$ 559,75/MWh, respectivamente (PLD mínimo de R$ 42,35/MWh e máximo de R$ 513,89/MWh para o ano de 2019).

Ao longo de 2019, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) colocou em discussão pública a metodologia de definição dos limites máximo e mínimo do PLD por meio da Audiência Pública nº 022/2019, a qual culminou na publicação da Resolução Normativa nº 858, que estabelece os critérios e os procedimentos para o cálculo dos limites máximo e mínimo do PLD.

Ficaram estabelecidos dois limites máximos para o PLD, sendo um estrutural e o outro horário, atualizados anualmente pelo IPCA a partir dos valores de R$ 556,58/MWh e R$ 1.141,85/MWh, respectivamente, a preços de setembro de 2019.

O valor mínimo do PLD será calculado anualmente pela ANEEL considerando o maior valor entre a Tarifa de Energia de Otimização da UHE Itaipu (TEOItaipu) e a Tarifa de Energia de Otimização (TEO) das outras usinas hidrelétricas do Sistema Interligado Nacional.

A discussão se faz necessária dada a deliberação do Ministério de Minas e Energia (MME), Portaria MME nº 301/2019, pela implementação do PLD em granularidade horária a partir de janeiro de 2021, conforme apresentado detalhadamente no item “Consulta Pública nº 71 do MME: Implantação de preço horário no mercado de curto prazo”.

O despacho hidrelétrico é definido pelo ONS, cujo modelo tem como objetivos principais o atendimento da carga e a minimização do custo total de operação do sistema. Os geradores hidrelétricos devem manter suas usinas disponíveis para serem despachadas pelo ONS e não têm poder de decisão sobre o nível de energia gerada. Dessa forma, o risco resultante desse modelo de operação centralizada é compartilhado apenas entre os geradores hidrelétricos por meio do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE).

No entanto, considerando a mudança da matriz energética, com maior participação das fontes renováveis (eólica, biomassa e solar) e de fatores que estão fora do controle dos geradores, tais como o despacho fora da ordem de mérito, a antecipação da Garantia Física de usinas estruturantes, a retração do consumo e a importação de energia de países vizinhos, os geradores hidrelétricos ficam expostos, de forma involuntária, a um risco muito superior ao previamente considerado em suas estratégias de contratação.

Assim, desde 2014, o MRE ganhou mais notoriedade no setor elétrico, quando o GSF passou a registrar, mês após mês, um número menor do que 1, isto é, a produção total das hidrelétricas do MRE ficou continuamente abaixo da soma das respectivas garantias físicas, que indica o nível de rebaixamento das garantias físicas das usinas hidrelétricas para efeito da contabilização na CCEE, gerando exposição dos geradores hidrelétricos ao mercado.

As liminares obtidas por agentes do setor elétrico limitaram ou neutralizaram o impacto do deslocamento hidrelétrico para algumas usinas pertencentes ao MRE. Em julho de 2015, foi deferida liminar pleiteada pela Associação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE) para determinar à ANEEL abster-se de proceder ao ajuste do MRE em relação às associadas da APINE representadas na ação, caso houvesse geração total do MRE em montante inferior à garantia física desse mesmo conjunto.

Em 07 de fevereiro de 2018, a Companhia foi intimada de decisão de primeira instância que julgou improcedente a ação e, consequentemente, revogou os efeitos da liminar que protegia as empresas associadas da APINE dos efeitos do GSF no MRE. Em 14 de fevereiro de 2018, foram opostos embargos de declaração, os quais foram acolhidos para preservar os efeitos da liminar durante o período em que a mesma esteve válida, ou seja, de 01/07/2015 a 07/02/2018, até o julgamento definitivo, em 2ª instância. A ANEEL apelou da decisão de 1ª instância, buscando, por meio de pedido liminar, cancelar a decisão que manteve os efeitos da liminar em favor da APINE (no período de julho de 2015 a fevereiro de 2018). Em 30 de abril de 2018, o Tribunal negou o pedido da ANEEL.

A APINE, por sua vez, também apelou da decisão de 1ª instância, pleiteando, dentre outros pedidos, que os efeitos da liminar não se restringissem a 07 de fevereiro de 2018, mas sim até o julgamento final em 2ª instância. Em 07 de maio de 2018, o Tribunal acatou o pedido da APINE e, consequentemente, determinou que a CCEE fique impossibilitada de aplicar, mensalmente, os efeitos do GSF no MRE, aos integrantes da ação judicial. A ANEEL recorreu da decisão do Tribunal que estendeu os efeitos da liminar e, em 23 de outubro de 2018, o Superior Tribunal de Justiça proferiu decisão que deferiu parcialmente o pleito da ANEEL. Com essa decisão, foi mantida a liminar para o período compreendido entre julho de 2015 a fevereiro de 2018 e revogada a parcela da decisão que estendeu os efeitos da estabilização da liminar para o período posterior à própria decisão (maio de 2018) e até trânsito em julgado da sentença.

Na prática, esta decisão permite que os valores de GSF em aberto correspondente ao período posterior a fevereiro de 2018 possam ser liquidados pela CCEE, que é o cenário que a Companhia se encontra hoje. Com relação ao mérito da discussão, atualmente, aguarda-se o julgamento das apelações interpostas pela ANEEL e APINE. 

Em 19 de fevereiro de 2019, a Corte Especial do Superior Tribunal de Justiça julgará um recurso apresentado pela ANEEL.

Paralelamente, em prol da solução para a problemática supracitada, houve o Projeto de Lei (PL) nº 10.332, que versou sobre a repactuação do GSF e considerou o ressarcimento dos riscos não hidrológicos aos geradores que participam do MRE por meio de compensações com extensão das concessões e Encargos de Serviços do Sistema (ESS).

São três os principais riscos que estão previstos para serem ressarcidos aos geradores: despacho fora da ordem de mérito (GFOM), atraso/restrição de transmissão do escoamento da energia dos projetos estruturantes (Santo Antônio, Jirau e Belo Monte) e motorização acelerada da entrada em operação comercial das máquinas destes projetos estruturantes, que aumentou a garantia física dos mesmos sem a correspondente geração de energia. Os efeitos do GSF da GFOM deverão ser ressarcidos de forma retroativa a 2013 e os demais riscos ao início dos respectivos efeitos (2012 ou posterior).

Após aprovação na Câmara dos Deputados, o texto da Lei do referido PL foi encaminhado para aprovação do Senado Federal (PL nº 10.332, convertido em Projeto de Lei Complementar (PLC) nº 77), porém em outubro de 2018 o texto não foi aprovado pelo Senado Federal e por consequência o PLC foi rejeitado. Assim, a questão do risco hidrológico passou a ser discutida no âmbito do PL nº 10.985, aprovado pelo Senado e submetido, em novembro de 2018, à apreciação da Câmara dos Deputados, que, em 29 de junho de 2019, votou favoravelmente ao projeto. Em relação ao texto apresentado pelo Senado, foi feita apenas uma alteração referente à outras demandas e não houve alterações relativas às propostas do GSF. Assim, a matéria retornou ao Senado Federal antes de ser sancionada, cabendo apenas a aceitação ou não da alteração feita.

Até o momento, a ANEEL não apresentou nenhuma proposta que contemple os valores do passado, mas se compromete a tratar do deslocamento hidrelétrico provocado pela geração térmica fora da ordem de mérito, e do deslocamento resultante da importação de energia elétrica, além da busca da neutralidade dos efeitos da antecipação de garantia física das usinas hidrelétricas estruturantes e a adequada alocação de vertimentos turbináveis em usinas hidrelétricas.

O MME, a fim de subsidiar as discussões no Senado, apresentou a Nota Informativa nº27/2019/ASSEC contendo informações do montante financeiro envolvido na resolução da questão do risco hidrológico pela via judicial e do montante financeiro resultante da solução do risco hidrológico pela via legislativa com a aprovação do PL 10.985/2018, levando em conta os efeitos retroativos.

Em uma breve linha do tempo, o MME iniciou oficialmente discussões sobre aprimoramentos do setor elétrico por meio da  Consulta Pública nº 33/2017 (CP 33), que trouxe propostas específicas capazes de instrumentalizar os conceitos em medidas efetivas de modernização e racionalização econômica do setor elétrico, considerando: (i) decisões que orientam a reforma e elementos de coesão; (ii) aumento da flexibilidade de aspectos do modelo do setor elétrico; (iii) alocação adequada de custos entre os agentes; e (iv) medidas de sustentabilidade.

O resultado desta CP foi incorporado ao PL nº 1.917/2015, que trata da portabilidade da conta de luz. Em paralelo, tramita no Senado outro projeto (PLS nº 232/2016) que dispõe sobre o modelo comercial do setor elétrico, a portabilidade da conta de luz e as concessões de geração de energia elétrica, tratando também de questões alusivas a CP33.

Com uma tramitação avançada, ambos os projetos se encontram atualmente com relatórios substitutivos similares, que foram publicados em dezembro de 2019, formados através de discussões realizadas nas das casas (Câmara e Senado), além de interações com o próprio MRE.

Dentre os itens constantes nos Projetos de Lei estão a racionalização de subsídios do setor, incluindo a retirada dos descontos das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) ou Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) para as fontes incentivadas, a abertura do Mercado Livre de Energia, a formação de preço, a mudança de contratação de energia do setor elétrico por produtos com características diversas (Lastro e Energia) e outros.

Ainda, dando continuidade à CP33, o MME publicou a Portaria MME nº 187/2019, que instituiu Grupo de Trabalho (GT) para aprimorar propostas que viabilizem a modernização do setor elétrico, fundamentadas nos pilares da governança, da transparência e da estabilidade jurídico-regulatória.

Em 29 de outubro de 2019, o MME promoveu um evento para apresentar o relatório final do Grupo de Trabalho de Modernização do Setor Elétrico com um plano de ação para implementação das medidas/diretrizes de um novo ambiente de negócios no Setor, o qual deverá nortear as ações do ministério pelos próximos 3 anos.

Para cumprimento desse plano, houve a criação do Comitê de Implementação da Modernização do Setor Elétrico, instituído pela Portaria MME nº 403/2019, que realizará o acompanhamento sistemático das medidas com a finalidade de viabilizar a efetiva execução do plano de ação.

Diferente das frentes de atuação, que já eram minimamente conhecidas pelo setor, foram apresentadas novidades no que se refere às medidas de transição, que têm o intuito de garantir a adequabilidade do Sistema, mediante a implementação de uma solução transitória, considerando a dificuldade de implementação em curto prazo para todas medidas.

São frentes de atuação, nos termos do Relatório Final do GT criado pela Portaria MME nº 187, de 2019,: formação de preços, critério de suprimento; medidas de transição, separação Lastro e Energia, sistemática de leilões, desburocratização e melhoria dos processos, governança, inserção de novas tecnologias, abertura do mercado, racionalização de encargos e subsídios, sustentabilidade da distribuição, mecanismo de realocação de energia, processo de contratação, sustentabilidade da transmissão e integração gás – energia elétrica.

Como medidas infralegais, o MME tem apartado algumas discussões de forma a sinalizar os aperfeiçoamentos do setor. A proposta de ampliação do Mercado Livre, reduzindo gradualmente a carga mínima de acesso de consumidores, por exemplo, foi regulamentada pela Portaria MME nº 514/2018. Desde de 1º de julho de 2019, consumidores com carga igual ou superior a 2.500 kW, atendidos em qualquer tensão, podem optar por comprar energia elétrica de qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do SIN, e, a partir de 1º de janeiro de 2020, os consumidores com carga igual ou superior a 2.000 kW, atendidos em qualquer tensão, poderão fazer a mesma opção. Em 16 de dezembro de 2019, esse direito foi ampliado aos consumidores com carga até (i) 1.500 kW a partir de 1º de janeiro de 2021; (ii) 1.000 kW a partir de 1º de janeiro de 2022 e (iii) 500 kW a partir de 1º de janeiro de 2023, nos termos da Portaria MME nº 465/2019.

A ampliação do Mercado Livre segue em discussão e foi alvo de contribuição dos agentes pela CP 76/2019 realizada pelo MME, que tratou da proposta de representação obrigatória de direitos e obrigações por Comercializador Varejista, quando da migração do consumidor para o Ambiente de Contratação Livre. Nesse caso, o MME apenas apresentou o resultado da CP por meio de Nota Técnica nº 54/2019/CGPR/DGSE/SEE, que apresentou uma análise das contribuições do mercado e concluiu que, uma vez que a maioria dos agentes do mercado se manifestou de forma contrária à proposta, e que os argumentos apresentados pela CCEE, apesar de consistentes, não superam os óbices da criação de reserva de mercado e limitação do direito de escolha de consumidores, a proposta não se encontra em condições de ser levada adiante no presente momento.

Uma das propostas de destaque da CP 33 foi a solução ao GSF, que gerou a tramitação de Projetos de Lei conforme detalhamento contido no item anterior “Impactos da retração de geração hidráulica no MRE/GSF”.

Em abril de 2019, o MME realizou a Consulta Pública 71/2019 para discussão de preço horário no mercado de curto prazo. O preço horário de energia, sendo base das negociações e comercialização, poderá criar diversas oportunidades de novos negócios, produtos e serviços. Tais impactos e oportunidades se darão nos diversos segmentos do setor elétrico, como geração, comercialização, consumo e serviços.

Com o sinal horário de preços, os geradores, por exemplo, podem ser incentivados a implementar diferentes tecnologias de geração para atendimento a uma determinada necessidade do sistema, como o atendimento à ponta por meio de Geração Distribuída.

No que diz respeito ao planejamento e definição da expansão da oferta, o preço horário poderá ser considerado na valoração dos atributos de usinas participantes de leilões de energia no momento da definição da oferta. Neste sentido, fontes que tem maior capacidade de atender o sistema em momentos de restrição elétrica, atendimento à ponta ou em momentos de crise hídrica, quando o PLD estaria mais elevado, seriam mais adequadamente valoradas na contratação de energia nos leilões.

Em agosto de 2019, o MME publicou a Portaria n° 301, que estabeleceu o cronograma para entrada em operação do Modelo de Despacho Hidrotérmico de Curtíssimo Prazo (DESSEM), com foco na adoção das atividades de programação da operação e da formação do PLD horário (Preço Horário) no Mercado de Curto Prazo.

Define-se como Operação Sombra o processo no qual os aprimoramentos aprovados pela Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP), em 29 de julho de 2019, serão considerados na simulação com o Modelo DESSEM para a programação da operação ou para a formação do PLD, apenas em caráter informativo.

A partir de 1º de janeiro de 2020, o Modelo DESSEM será utilizado para fins de programação da operação pelo ONS, de forma a reduzir assimetrias de informações e permitir maior reprodutibilidade por parte dos Agentes.

A partir de 1º de janeiro de 2021, o Modelo DESSEM será utilizado para fins de formação do PLD, de contabilização e de liquidação pela CCEE, oficialmente.

Desde 2012, quando passou a valer a Resolução Normativa da ANEEL nº 482/2012, o consumidor brasileiro tem a possibilidade de gerar sua própria energia e fornecer o excedente para a rede de distribuição da sua localidade, por meio da micro e mini geração distribuída.

Com objetivo de trazer mais transparência e segurança regulatória para este mercado, em 2015, a ANEEL pulicou a Resolução Normativa n° 687/2015 na qual atualizou os termos da Resolução nº 482/2012. Em 23 de janeiro de 2019, foi aberta audiência pública nº 01/2019, com objetivo de aprimorar regras aplicáveis à micro e mini geração distribuída, revisão com previsão de vigência a partir de janeiro de 2020, porém ainda sem metodologia definida.

Em outubro de 2019, foi aberta Consulta Pública n° 25/2019 (segunda fase da Audiência Pública nº 1/2019) com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da Resolução Normativa nº 482/2012. A Companhia participou ativamente das discussões dessa consulta em diferentes associações do setor, primando pela estabilidade jurídica e regulatória, respeitando os contatos existentes e transição sustentável de eventuais mudanças aprovadas. Tal Consulta Pública foi encerrada em 30 de dezembro de 2019, e até o momento não foram publicados resultados.

Em setembro de 2019, o MME abriu a Consulta Pública nº 85/2019 para discussão da revisão da Garantia Física de energia de usinas despachadas centralizadamente.

O Decreto nº 2.655/1998 vigente define que será atribuído um valor de garantia física de energia a cada usina hidrelétrica, correspondendo ao limite máximo empregado na contratação de energia. Ainda, o referido Decreto afirma que esse montante será revisto a cada cinco anos (revisão ordinária) ou na ocorrência de fatos relevantes (revisão extraordinária), sendo que, para as usinas hidrelétricas participantes do MRE, as reduções de garantia física devem ser limitadas em 5% do valor estabelecido na última revisão e em 10% da sua garantia física originalmente estabelecida.

Em maio 2017, o MME publicou a Portaria nº 178/2017, definindo os valores revistos de garantia física de energia das usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente no SIN, válidos a partir de 1º de janeiro de 2018. Portanto, seguindo a periodicidade legal, a próxima revisão se dará em 1º de janeiro de 2023.

Contudo, a referida CP propõe diretrizes para uma revisão excepcional de garantias físicas de energia de todas as usinas despachadas centralizadamente, com início da proposta de cálculo no primeiro trimestre de 2020, para vigência dos novos valores em 1º de janeiro de 2021. Dentre as regras da revisão proposta constam que as novas garantias físicas refletiriam integralmente os resultados obtidos na revisão, não sendo aplicáveis, no caso das usinas hidrelétricas, os limites de redução de 5% e 10% supracitados, além de alterarem a periodicidade das revisões ordinárias para anualmente. A AES Tietê Energia apresentou contribuições à referida CP de forma a garantir uma facultatividade da revisão proposta e alguns critérios de participação para garantia de sustentabilidade do MRE. Tal CP foi encerrada em 15 de outubro de 2019 e até o momento não foram publicados resultados.

De acordo com as regras do MRE, o volume total de energia hidrelétrica gerada pelos participantes do mecanismo é alocado para cada uma destas usinas hidrelétricas, de forma proporcional a seus respectivos níveis de garantia física. Essa alocação busca garantir que todas as usinas participantes do MRE atinjam seus níveis de garantia física, independente da produção individual de cada planta. Se, após a etapa acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de garantias físicas e ainda houver saldo de energia produzida, o adicional da geração, designado “Energia Secundária”, é alocado proporcionalmente entre os geradores. A energia secundária alocada será liquidada no mercado de curto prazo, ao PLD.

Da mesma forma, quando a geração de energia for inferior à garantia física total das usinas hidrelétricas do MRE, tal déficit também é rateado, proporcionalmente, entre os participantes do mecanismo doo MRE, através do GSF, efeito esse conhecido como “rebaixamento” da garantia física no MRE, podendo resultar em exposições no mercado de curto prazo ao PLD.

Nas situações acima também pode ocorrer da alocação de energia no MRE se dar em um submercado distinto daquele onde a energia é gerada, o que pode ou não criar exposições à diferença entre o PLD dos submercados onde a usina se localiza e de origem da energia alocada. Tais exposições, sejam positivas ou negativas, dispõe de um tratamento específico e estão sujeitas a um mecanismo de alívio financeiro e podem ser reduzidas ou eliminadas, dependendo da contabilização de curto prazo do mês em que se configurem.

No ano de 2019, foi verificado que as exposições financeiras foram expressivas e motivadas por uma energia secundária “virtual” dada a possibilidade de sazonalização da garantia física das usinas em dois momentos, um para fins de MRE e outro para fins contratuais. Através dessa constatação, foi solicitado à ANEEL abertura de processo público para aperfeiçoamento das regras.

Em novembro de 2019, foi aberta a Consulta Pública nº 33/2019 com objetivo de obter subsídios para o aprimoramento da regulamentação que trata das Exposições Financeiras de Energia Secundária. Na referida CP foram analisados os conceitos que envolvem o tratamento de exposições financeiras, os tratamentos como ocorrem atualmente e foram propostos três novos meios de realizar o tratamento das exposições, sendo eles: (i) manter as Regras de Comercialização como estão hoje, sem estabelecer tratamento diferenciado às Exposições Financeiras de Energia Secundária; (ii) estabelecer limite físico para tratamento de Exposições Financeiras de Energia Secundária a todos os geradores do MRE; (iii) estabelecer limite físico para tratamento de Exposições Financeiras de Energia Secundária aos geradores que seguem a sazonalização média do MRE.

A CP ainda envolveu a discussão sobre recontabilização de valores praticados em 2019. Tal Consulta Pública foi encerrada em 12 de dezembro de 2019 e até o momento não foram publicados seus resultados.

A ANEEL dispõe de agenda regulatória bienal e, conforme metodologia estabelecida, no segundo semestre de 2019 foi iniciada a construção da Agenda referente ao próximo período de dois anos. Por isso, em setembro de 2019 foi aberta a Consulta Pública nº 22/2019 cujo objetivo foi a tomada de subsídios para a elaboração da Agenda Regulatória 2020/2021 da ANEEL.

A AES Tietê contribui com o pedido de inserção de 8 novas atividades além de ajustes pontuais em 3 temas já propostos pela própria Agência. Dentre os temas propostos estão a necessidade de regulamentação do cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados de concessões de geração não cotistas; a consolidação das disposições relacionadas a autoprodução; aprimoramentos do MRE, simplificação do procedimento de alteração de características técnicas; aprimoramento do modelo para Contrato de Geração Distribuída (CGD) e adequações regulatórias decorrentes da instalação de usinas híbridas.

Tendo período de contribuições encerrado em 15 de outubro de 2019, a referida consulta já foi analisada e teve com resultado a publicação da Portaria ANEEL n° 6.171/2019, que aprovou a Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2020-2021.

Outro processos públicos de interesse da companhia estão em aberto pela ANEEL, os quais estão sendo analisados e monitorados.

Tomada de Subsídios nº 006/2019, cujo objetivo é obter subsídios para fomentar abertura de discussão sobre o tema serviços ancilares aplicáveis ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

Consulta Pública nº 045/2019, cujo objetivo é obter subsídios para estabelecer os critérios operativos para redução ou limitação de geração.

Consulta Pública nº 044/2019, cujo objetivo é obter subsídios para o aprimoramento do MRE quanto aos Expurgos de Indisponibilidade, de que trata a Resolução Normativa nº 614/2014.

Consulta Pública nº 039/2019, cujo objetivo é obter subsídios para o aprimoramento do processo de Recontabilização do Mercado de Curto Prazo (MCP).

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