Contexto Setorial

A energia produzida pelas geradoras no Brasil é destinada ao SIN, que é formado por usinas geradoras das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e de parte da região Norte do País. As atividades de coordenação e controle da operação são executadas pelo ONS, que procura manejar o estoque de energia de forma a garantir a segurança em todo o País, com o objetivo de minimizar o custo total de operação do sistema.

As variações climáticas podem ocasionar excedentes ou uma escassez de produção hidráulica em determinadas regiões e em determinados períodos do ano, uma vez que o volume de energia gerada pelas usinas hidrelétricas (“UHEs”) depende da hidrologia para a acumulação de água em seus reservatórios. O SIN possibilita que toda a energia gerada no sistema seja transmitida e distribuída da forma mais adequada por todo o País, permitindo troca de energia entre as regiões, além de obter benefícios da diversidade das bacias hidrográficas.

De acordo com as regras do MRE, o volume total da energia gerada no MRE é alocado para cada usina participante desse mecanismo de forma proporcional aos seus respectivos níveis de garantia física (“energia assegurada”). Essa alocação busca garantir que todas as usinas participantes do MRE atinjam seus níveis de garantia física, independentemente da produção real. Se, após essa alocação, todos os participantes do MRE atingirem suas respectivas garantias físicas e ainda houver saldo de energia produzida, o adicional da geração, denominada “Energia Secundária”, é alocado proporcionalmente entre os geradores. A energia secundária alocada, será liquidada no mercado de curto prazo ao Preço de Liquidação das Diferenças (“PLD”).

Da mesma forma, quando a geração de energia for inferior à garantia física das usinas do MRE, esse déficit também é rateado proporcionalmente entre os participantes do MRE através do Generation Scaling Factor (“GSF” ou “risco hidrológico” ou “ajuste MRE”), efeito conhecido como “rebaixamento” da garantia física no MRE. Esse rebaixamento pode resultar em exposições ao mercado de energia de curto prazo e consequentemente ao PLD.

Pode ocorrer da alocação de energia no MRE se dar em um submercado distinto daquele onde a energia foi gerada, criando exposições à diferença entre o PLD dos submercados onde a usina se localiza e onde a energia é alocada. Tais exposições, sejam elas positivas ou negativas, estão sujeitas a um mecanismo de alívio financeiro e podem ser reduzidas ou eliminadas, dependendo da contabilização de curto prazo da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”) do mês em que se configuram.

Adicionalmente, as usinas despachadas pelo ONS estão sujeitas à aplicação do Mecanismo de Redução de Garantia Física (“MRA” ou “MRGF”). O MRA verifica se as usinas despachadas pelo Operador do sistema cumpriram ou não os requisitos de disponibilidade estabelecidos. Estes cálculos são feitos considerando os parâmetros de interrupções programadas e forçadas, verificados em relação aos parâmetros de referência considerados pelo ONS. Caso sejam descumpridos os requisitos de disponibilidade pelas usinas, a garantia física é ajustada, podendo gerar exposições ao mercado de energia de curto prazo.

Os efeitos do MRA e das alocações do MRE são calculados e contabilizados pela CCEE.

A comercialização de energia, de acordo com as regras vigentes, é realizada em dois ambientes: o Ambiente de Contratação Livre (“ACL”) e o Ambiente de Contratação Regulada (“ACR”). No ACL, os contratos de compra e venda de energia elétrica são negociados entre geradores, comercializadores e consumidores livres e especiais. Os contratos podem ser de curto, médio ou longo prazo e o preço e o volume são negociados livremente entre as partes envolvidas.

Consumidores livres convencionais são aqueles que possuem demanda mínima contratada igual ou superior a 3 MW e podem escolher o seu fornecedor de energia elétrica (gerador e/ou comercializador) mediante livre negociação, adquirindo energia com qualquer fonte, incentivada e/ou convencional. A fonte incentivada advém de PCHs, Usinas Térmicas de Biomassa, Parques Eólicos e Plantas Solares. A fonte convencional inclui grandes usinas hidráulicas ou termelétricas que possuem demanda contratada acima de 30 MW.

Consumidores especiais, são aqueles cuja demanda está entre 500 kW e 3 MW. Estes são obrigados a adquirir energia de fontes incentivadas especiais (eólica, biomassa, PCH ou solar).

No ACR a venda da energia ocorre por meio de leilões promovidos pela CCEE, sob delegação da ANEEL. Os contratos negociados nesse ambiente são denominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (“CCEAR”) e as condições contratuais são reguladas pela ANEEL. O preço desses contratos é estabelecido a cada leilão de energia.

Os contratos celebrados nesses ambientes são liquidados e contabilizados pela CCEE, que também apura a energia produzida pelas usinas participantes do MRE e a garantia física disponível para contratação. A eventual diferença é liquidada no mercado spot (“mercado de curto prazo”) com o objetivo inicial de atender ao MRE e às geradoras que não conseguiram produzir energia suficiente para suprir os seus contratos de energia. Em um segundo momento, caso haja um excedente de geração, a energia gerada (“energia secundária”) pode ser liquidada no mercado spot ao valor do PLD.

O desenvolvimento da fonte eólica tomou fôlego no País com a criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas (“PROINFA”) em 2002, devido, principalmente, ao aumento da demanda por energia derivada do crescimento econômico Brasileiro. No final de 2009 aconteceu o segundo Leilão de Energia de Reserva, primeiro leilão exclusivo para fonte eólica, onde foram contratados 1,8 GW. De 2010 em diante, a fonte teve forte presença nos leilões de energia de reserva e nova, sendo protagonista na expansão da geração através de fontes renováveis.

Nos últimos anos a geração eólica vem se mostrando fundamental para a composição da matriz energética nacional. O apoio do Governo Brasileiro é essencial para que a fonte continue crescendo. Além da criação do PROINFA, o governo também criou programa de incentivo fiscal para parte da cadeia produtiva do setor, uma política bem-sucedida e de extrema importância para o desenvolvimento da fonte no País.

O ano de 2016 representou um grande marco para o setor, com o atingimento de 10 GW de capacidade eólica instalada no País. Neste ano, 81 novos parques entraram em operação, um acréscimo de aproximadamente 2,0 GW de potência. Com 430 parques, o ano terminou com 10,7 GW de capacidade eólica instalada, 7,1% da capacidade nacional, de acordo com a Associação Brasileira de Energia Eólica (“ABEEólica”).

Em dezembro de 2017 serão realizados dois LENs (A-4 e A-6) que serão dedicados a venda de projetos de energia eólica e solar, mostrando o comprometimento do Governo em fomentar o crescimento da participação de fontes renováveis.

Os projetos de energia eólica são comercializados através de leilões regulados de energia. Os parques eólicos de Alto Sertão II adquiridos pela AES Tietê Energia comercializaram energia em dois leilões: LER e LEN.

O mecanismo contratual do LER prevê o recebimento de uma receita fixa mensal que independe da geração realizada mensalmente e corresponde ao preço da energia contratada, com apurações anuais e quadrienais a fim de verificar as diferenças entre geração realizada e contratada. Na apuração anual, quando a geração for menor que 90% do contrato, a diferença entre o montante gerado e 90% do contrato será valorada a 115% do Power Purchase Agreement (“PPA”) e ressarcida em 12 parcelas iguais a partir do ano seguinte. Quando a energia gerada for acima de 130% do contrato, o montante que exceder este limite será valorado a 70% do PPA e recebido em 12 parcelas iguais a partir do ano seguinte. Ao final dos quadriênios, o eventual saldo da geração contida na faixa entre 90%-130% do contrato, será valorada ao PPA e caso positiva, recebida em 24 parcelas e caso negativa, ressarcida em 12 parcelas, ambas a partir no ano seguinte.

 

 

Quadriênio
Início Set/13 Set/17 Set/21 Set/25 Set/29
Término Ago/17 Ago/21 Ago/25 Ago/29 Ago/33

 

Para o caso do LEN, o mecanismo contratual prevê assim como o LER, o recebimento da receita fixa mensal independente da geração realizada mensalmente. Os ressarcimentos anuais para a geração anual inferior a 90% da energia contratada são valorados ao maior valor entre o preço de contrato e o PLD médio do ano. No caso superior, para os anos 1, 2 3 e 4 os limites são respectivamente, 130%, 120%, 110% e 100% da energia contratada. A receita variável nesse caso é composta pela geração que exceder limite superior anual de entrega contratual e será liquidada mensalmente no MCP a PLD mensal. Para a apuração quadrienal, a eventual geração contida na faixa 90%-100% da energia contratada deverá ser valorada ao maior valor entre o PLD médio do quadriênio e o preço de contrato, e ser ressarcida em 12 parcelas iguais a partir do ano seguinte.

 

 

Quadriênio
Início Jan/16 Jan/20 Jan/24 Jan/28 Jan/32
Término Dez/19 Dez/23 Dez/27 Dez/31 Dez/35

 

Adicionalmente, também pode ocorrer a descontratação da energia comercializada nos leilões por meio do mecanismo de compensação de sobras e déficits (“MCSD”). Os parques eólicos do Alto Sertão II que comercializaram energia no leilão LEN 2011, utilizaram desse mecanismo e descontrataram 100,2 MWm do PPA de janeiro a dezembro de 2017. O MCSD tem a tarefa de ajustar as diferenças nos CCEARs, exclusivamente decorrentes de energia existente, em três situações: perda de grandes consumidores, quando estes passam a ser livres; acréscimo aos contratos celebrados antes de 16 de março de 2004, ou por outros desvios de mercado. As cessões são transferências contratuais de energia do CCEAR de um distribuidor que possui sobra de energia para outro, que possui déficit. Estas transações implicam formalização de Termos de Cessão e um rígido e minucioso controle das transferências contratuais por parte dos agentes vendedores, que solicitaram à CCEE a centralização da apuração e liquidação destas operações.

Em 26 de maio de 2011, as controladas indiretas Da Prata, Araçás, Morrão, Seraíma, Tanque e Ventos do Nordeste assinaram contrato de energia de reserva (“CER”) na modalidade quantidade de energia elétrica, com a CCEE, por meio do qual, venderão toda sua produção de energia elétrica, por um prazo de 20 anos.

Em 13 de agosto de 2012, as controladas indiretas Ametista, Borgo, Caetité, Dourados, Espigão, Maron, Pelourinho, Pilões e Serra do Espinhaço assinaram contrato de comercialização de energia no ambiente regulado (CCEAR), na modalidade disponibilidade de energia elétrica, com diversas distribuidoras de energia, por meio do qual venderão toda sua produção de energia elétrica, a partir de 1º de janeiro de 2016 com prazo final em abril de 2035, conforme tabela a seguir.

Em 27 de dezembro de 2016, as controladas indiretas Ametista, Borgo, Dourados, Espigão, Maron, Pelourinho, Pilões e Serra do Espinhaço participaram do MCSD, descontratando um volume total de 100,2 MWm de energia dos parques do LEN 2011 (A-3), para o período de janeiro a dezembro de 2017. Após este período, as respectivas controladas indiretas retornarão a atender os contratos regulados do LEN 2011 (A-3).

logo índice sustentabilidade empresarial logo tiet3 logo tiet4 logo tiet11

Copyright 2015 AES Tietê - Todos os direitos reservados

Desenvolvido: RIWEB