n 018/2012. I. DO OBJETO - aneel.gov.br · Minas e Energia para os fins do disposto na Medida Provisória nº 579, de 2012, e neste Decreto.” (grifos adicionados) 15. ... Também,

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

Nota Técnica nº 070/2013-SRG/ANEEL

Em 9 de setembro de 2013.

Processo no: 48500.006349/2010-21 Assunto: Análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública no 018/2012.

I. DO OBJETO 1. A presente Nota Técnica tem por objetivo analisar as contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública no 018/2012, que buscou colher subsídios para regulamentação dos critérios para a repotenciação de unidades geradoras que possam trazer ganhos na operação energética e agregar disponibilidade de potência no Sistema Interligado Nacional – SIN. II. DOS FATOS 2. Por meio da Carta ONS-336/100/2009, de 15 de maio de 2009, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS encaminhou Nota Técnica indicando que a permanência do despacho de geração térmica naquele período tinha por objetivo garantir a disponibilidade horária de potência na região SE/CO para o suprimento pleno à região Sul. 3. Em 09 de junho de 2010, no Workshop sobre Repotenciação, Modernização e Instalação de Novas Unidades Geradoras em Usinas Hidrelétricas Existentes, organizado pela Associação Brasileira dos Geradores de Energia Elétrica – ABRAGE1, a SRG/ANEEL apresentou palestra com a conclusão que havia a necessidade de estudos aprofundados sobre o potencial, custos e benefícios associados à repotenciação. 4. No final do ano de 2010, esta Agência promoveu uma rodada de reuniões com a ABRAGE e APINE2 sobre os possíveis mecanismos que poderiam incentivar os projetos de repotenciação, dado o arcabouço legal existente.

1 ABRAGE – Associação Brasileira de Empresas Geradoras de Energia Elétrica. 2 APINE – Associação Brasileira de Produtores Independentes de Energia Elétrica.

Fl. 2 da Nota Técnica no 070/2013-SRG/ANEEL, de 9/9/2013.

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

5. O ONS, em dezembro de 2010 encaminhou a Nota Técnica no 160/2010 Avaliação das Condições de Atendimento à demanda horária do SIN concluindo que, naquele período de operação, para garantir o atendimento da demanda horária nos períodos de carga média e pesada, preservando-se a segurança da operação do SIN, faz-se de fundamental importância a permanência do atual despacho complementar de geração térmica. 6. Na 10ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL, realizada no dia 27 de março de 2012, ficou decidido pela abertura da Audiência Pública nº 018/2012 – AP 18/12, no período de 29 de março a 30 de abril de 2012. Posteriormente foi prorrogada até o dia 30 de maio de 2012. 7. Em 16 de julho de 2012, a Empresa de Pesquisa Energética – EPE publicou a Nota Técnica EPE-DEE-RE-061/2012 intitulada “Repotenciação e Instalação de Unidades Geradoras adicionais em Usinas Existentes – Audiência Pública no 018/2012”. 8. Na AP 18/12 foram recebidas 24 contribuições de agentes setoriais, instituições representativas do setor e órgãos de governo. 9. Em 11 de setembro de 2012, foi publicada a Medida Provisória no 579, posteriormente convertida na Lei no 12.783, de 11 de janeiro de 2013, dispondo sobre a renovação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. 10. Em 14 de setembro de 2012 e em 23 de janeiro de 2013 foram publicados os Decretos nos 7.805 e 7.891, regulamentando parte da Lei no 12.783/2013. III. DA ANÁLISE 11. A AP 18/12 não trouxe uma minuta de Resolução Normativa, tendo se restringido a apresentar o conceito apresentado na Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, de 29 de abril de 2011. Deste modo, não será realizada uma análise individualizada de cada contribuição recebida, conforme realizado em outros processos de análise de contribuições, mas tão somente discutir o conteúdo dessas contribuições. III.1 Das modificações trazidas pela Lei no 12.783/2013 12. Preliminarmente cabe trazer à discussão as consequências do advento da Lei no

12.783/2013, que define contornos para o processo de renovação das Concessões de geração alcançadas pelo art. 19 da Lei no 9.074/1995, transmissão e distribuição de energia elétrica. 13. Desde o início das discussões que envolveram o assunto objeto da AP 18/12, os agentes de geração externavam sua preocupação com a questão ainda não solucionada à época do prazo final das concessões de geração3. Alegavam que qualquer investimento, inclusive relacionado ao aumento de unidades geradoras nas usinas, deveria passar por uma garantia de extensão da Concessão que garantisse retorno adequado para o investimento.

3 O parágrafo n° 62 da Nota Técnica n° 026/2011-SRG/ANEEL indicou essa preocupação.



14. Com a Lei no 12.783/2010, essa preocupação foi superada, contudo trouxe novos contornos à situação dos empreendimentos geração a partir do prazo final de sua concessão, conforme pode ser observado em seu art. 4o e no art. 17 do Decreto nº 7.805/2013, transcritos a seguir:

“Lei nº 12.783/2010

Art. 4o O poder concedente poderá autorizar, conforme regulamento, a ampliação de usinas hidrelétricas cujas concessões forem prorrogadas nos termos desta Lei, observado o princípio da modicidade tarifária.

§ 1o A garantia física de energia e potência da ampliação de que trata o caput será distribuída em cotas, observado o disposto no inciso II do § 1o do art. 1o.

§ 2o Os investimentos realizados para a ampliação de que trata o caput serão considerados nos processos tarifários.”

“Decreto nº 7.805/2013

Art. 17. No Setor Elétrico, o poder concedente é representado pelo Ministério de Minas e Energia para os fins do disposto na Medida Provisória nº 579, de 2012, e neste Decreto.” (grifos adicionados)

15. A inserção de novas unidades geradoras em centrais geradoras hidrelétricas caracteriza sua ampliação e, portanto, a partir da Lei no 12.783/2013, sua autorização é de competência do Ministério de Minas e Energia – MME, conforme um regulamento que ainda deve ser publicado. 16. O escopo alcançado no problema descrito na AP 18/12 era bastante claro, se resumindo basicamente na necessidade de incentivar a instalação de unidades geradoras adicionais em centrais geradoras hidrelétricas que tinham capacidade identificada para tanto. A Tabela 1, que foi disponibilizada na AP 18/12, elencou essas centrais geradoras.

Tabela 1 – Potencial técnico para motorização de poços existentes no SIN.

Agente Empreendimento Poços preparados para novas UGs

Potência disponível nos poços [MW]

Prazo final da Concessão

CEMIG

São Simão 4 1.075 2015

Três Marias 2 123 2015

Jaguara 2 213 2013

CESP Três Irmãos 3 485 2011

Porto Primavera 4 440 2028

CHESF Luiz Gonzaga 4 1.000 2015

Copel Gov. Bento Munhoz 2 838 2023

Duke Taquaruçu 1 105 2029

Rosana 1 89 2029

Eletronorte Curuá – Uma 1 10 2028

EMAE Edgard de Souza 1 12 2012

Endesa Cachoeira Dourada 1 105 2027

Rede Mimoso 1 10 2027



Tractebel Salto Santiago 2 710 2028

TOTAL 5.214 Fonte: ABRAGE

17. Na última coluna da Tabela 1 foram inseridas as datas dos finais de cada concessão. Também foram grifadas aquelas hidrelétricas cuja renovação da concessão já foi realizada nos termos da Lei no 12.783/2013, correspondendo a 2.908 MW, do total de 5.214 MW do potencial técnico identificado, o que representa 55,8%. Para essas centrais geradoras já não cabe à proposta trazida na AP 018/2012, porque sua ampliação depende de autorização do MME, nos termos de um regulamento ainda não publicado. III.2 Nota Técnica EPE 18. Também no âmbito do assunto abordado, cabe trazer o conteúdo da Nota Técnica EPE-DEE-RE-061/2012, de 16 de julho de 2012, intitulada “Repotenciação e Instalação de Unidades Geradoras adicionais em Usinas Existentes – Audiência Pública no 018/2012” que avaliou diversos aspectos relacionados ao objeto da AP 18/12, trazendo importantes contribuições sobre o tema. 19. Basicamente a EPE trouxe três recomendações: (a) necessidade de análise detalhada dos projetos; (b) necessidade de realização de estudos de planejamento da expansão para se definir a oportunidade e preços tetos, considerando que existem usinas termelétricas que podem ser despachadas para atender a demanda máxima do sistema; e (c) avaliação da competitividade da sobremotorização, considerando todos os custos envolvidos na sua implantação, com eventuais soluções termelétricas próprias para geração durante os horários de ponta. 20. Sobre a recomendação indicada com a letra (a), essa necessidade é realmente importante e deveria ser realizada em uma fase posterior, possivelmente em uma fase de habilitação técnica para um eventual leilão. 21. As recomendações indicadas nas letras (b) e (c)4 constavam na Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, que descreveu a preocupação com a definição de um preço teto, inclusive considerando o custo esperado da operação de centrais termelétricas para o atendimento da demanda máxima.

22. Nesse ponto, destaca-se ainda o processo de Consulta Pública no 013/2012, que analisou os tempos máximos admitidos para sincronismo e potência máxima de centrais geradoras termelétricas despachadas centralizadamente5. Observou-se das contribuições recebidas que diversas centrais geradoras termelétricas podem não ter um grau de flexibilidade adequado para a entrada em operação com a rapidez necessária para o atendimento da demanda máxima.

23. Para dispor da flexibilidade necessária ao atendimento da demanda máxima, muitas centrais geradoras termelétricas têm que ser mantidas ligadas por um tempo bastante superior ao necessário para o atendimento da demanda máxima. Também, em algumas situações, o esquema liga-desliga de forma diária para o atendimento da demanda máxima no período de carga pesada deteriora

4 Conforme parágrafo n° 63 da Nota Técnica n° 026/2011-SRG/ANEEL.

5 Como resultado da referida Consulta foi publicado o Despacho ANEEL n° 1.100 de 12 de abril de 2013



acentuadamente os equipamentos de uma central, levando a custos maiores.

24. Assim, existe um descasamento entre o que entende o planejamento sobre a capacidade das centrais geradoras de atender a demanda máxima e o que efetivamente acontece na operação em tempo real, que muitas vezes convive com restrições de disponibilidade para operação dessas usinas. 25. Ainda com relação às contribuições trazidas pela EPE, cumpre-nos registrar a afirmação da EPE de que, para estimar a quantidade de potência por acréscimo de capacidade pelos vertimentos, ainda que simplificadamente dever-se-ia considerar somente o vertimento não turbinável, ou seja, aquele que ocorre devido à falta de máquinas. Esse ponto também foi destacado na contribuição da Duke Energy e realmente se trata de uma simplificação constante na Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, que merece avaliação mais detalhada, com a separação dos vertimentos turbináveis daqueles não turbináveis. 26. Também afirma a EPE que existe a necessidade de “os vertimentos ocorrerem em momentos onde o sistema precisava dessa potência adicional” e que tal fato interfere diretamente no cálculo da viabilidade técnico-econômica dos benefícios. Essa afirmação contém uma imprecisão, haja vista que a única preocupação deve ser em relação à queda existente6, pois independente da existência de vertimento no momento da necessidade, a unidade geradora poderá operar em conjunto com as demais unidades geradoras para atendimento da demanda máxima. Deve-se lembrar de que o período de operação para atendimento da demanda máxima é restrito (geralmente restrito as cargas média e pesada). 27. Por fim, EPE assevera que os estudos para repotenciação devem ser realizados no âmbito do planejamento energético, nos termos da Lei no 10.848/2004. Adicionalmente a essa preocupação trazida pela EPE, conforme detalhamos no item III.1 desta Nota Técnica, o advento da Lei no 12.783/2010, acabou por modificar o arcabouço regulatório criando a oportunidade de realizar a proposta da repotenciação no âmbito do regulamento a ser editado pelo MME. 28. Isso posto, entende-se que o processo de Audiência Pública deve ser encerrado sem resultados por parte desta Agência, podendo os documentos que o compõe serem encaminhados ao MME, com alguns registros necessários sobre o tema, devendo o estudo ser tratado no âmbito do planejamento energético. 29. Muito embora nossa recomendação, a seguir passaremos a discorrer sobre as diversas contribuições trazidas por outros agentes setoriais e que merecem apreciação e comentários. III.3 Do processo de licenciamento ambiental 30. O Departamento de Licenciamento e Avaliação Ambiental – DLAA do Ministério do Meio Ambiente – MMA trouxe sua preocupação com relação a processo de licenciamento, haja vista que o projeto de repotenciação traz impactos ambientais negativos. Conclui sua contribuição indicando que esses projetos devem ser encaminhados para manifestação do órgão ambiental licenciador. 31. Em análise, destacamos que o estudo empreendido por esta Agência teve por objetivo tão

6 A preocupação com relação à queda decorre do fato de o equipamento motriz (turbina hidráulica) apresentar níveis de

vibração inaceitáveis com determinadas quedas, com consequentes danos aos equipamentos e diminuição da vida útil.



somente avaliar os benefícios advindos do projeto de repotenciação do ponto de vista eletroenergético. A partir da decisão de se incentivar esses projetos, todas suas fases subsequentes, inclusive o seu licenciamento ambiental, deve ser realizado de forma individualizada, seguindo a legislação ambiental aplicável as suas características. III.4 Apuração de indisponibilidades 32. A ABDIB7 e a AES Tietê apresentaram pedido relacionado à possibilidade do expurgo do período de indisponibilidade no caso obras para inserção de unidades geradoras em usinas existentes. Em análise, consideramos pertinente essa possibilidade de expurgo. III.5 Pagamento da TUST 33. A ABDIB e a AES Tietê também solicitam que o Montante de Uso dos Sistemas de Transmissão – MUST não seja alterado na hipótese de alteração na potência instalada que não traga a necessidade de reforços na rede. Essa sugestão teria impacto direto sobre o assunto objeto da AP 018/2012, haja vista que, em uma análise preliminar, a inserção de unidades adicionais para fins de atendimento da demanda máxima, acaba por não trazer impacto direto sobre a necessidade de reforços na transmissão. 34. Essa contribuição necessita análise mais detalhada do ONS e da Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT e somente deve ser realizada após uma eventual evolução do assunto tratado na AP 018/2012. III.6 Revisão da Garantia Física 35. A ABDIB e a AES Tietê também solicitam a revisão da garantia física com a inclusão das unidades adicionais, nos termos da Portaria MME no 861, de 18 de outubro de 2010- PRT 861/20108. Em análise, essa é uma consequência lógica da alteração das características técnicas da central geradora, prevista no inciso I do art. 2o da citada Portaria. Contudo a competência para essa alteração é do MME. 36. Sobre esse tema, ABRAGE e APINE sugerem que o recálculo de garantia física, nos termos da Portaria MME no 861/2010, seja realizado previamente a qualquer leilão para contratação de potência adicional, permitindo o agente de geração considerar esse ganho na oferta que irá realizar em um eventual leilão de potência. 37. Mais uma vez, esclarece-se que a competência para alteração da garantia física de energia, nos termos da PRT 861/2010, é do MME.

7 ABDIB – Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base.

8 Estabelece os fatos relevantes e a metodologia para revisão extraordinária dos montantes de Garantia Física de Energia de Usina Hidrelétrica despachada centralizadamente no SIN



III.7 Isenção de pagamento da Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. 38. A ABDIB e a AES Tietê solicitam a isenção de pagamento da TFSEE9 que seria aplicada sobre a energia gerada durante a utilização para atendimento da demanda máxima. Em análise, destaca-se que não necessariamente a central geradora com a unidade adicional seria exclusivamente utilizada para atendimento da demanda máxima, pois o ONS poderia atribuir essa responsabilidade para outra unidade geradora de outra central hidrelétrica. Conforme descrito na Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, o aumento da potência pela instalação de unidades adicionais, poderia “deslocar” a necessidade de atendimento da demanda máxima para outras unidades. 39. Deste modo, para operacionalizar a sugestão, deveria ser realizado um controle específico pelo ONS. Também pesa o fato de a TFSEE estar definida em Decreto, o qual não prevê qualquer tipo de exceção, similar a essa apresentada pela ABDIB. III.8 Isenção no rateio da inadimplência 40. A ABDIB, ENDESA Brasil e Duke Energy também solicitam que a receita associada à inserção de unidades geradoras seja isenta do rateio de inadimplência do mercado de curto prazo. Essa demanda traz similaridade com outras relacionadas a ressarcimento de serviços ancilares. Em resumo, em razão de alguns agentes se encontrarem credores na CCEE, para determinados montantes em razão de ressarcimento pela prestação de serviços ancilares, acabam tendo parte desses valores glosados para honrar o rateio de inadimplência. Por se tratar de ressarcimento, quando supostamente não estão alocados riscos de inadimplemento, para essa parcela não caberia à participação nesse rateio. 41. Esse assunto já está sendo analisado no âmbito das áreas técnicas, sendo tema a ser estudado na revisão da Resolução no 265/2003, que trata da prestação e remuneração de serviços ancilares, previsto na Agenda Regulatória 2012/2013. Também no caso da definição de uma eventual remuneração por Encargo para o aumento da Reserva de Potência Operativa, essa definição deveria ser realizada antes do leilão, garantindo ao ofertante a possibilidade de mensurar todos os riscos de sua oferta. III.9 Incentivo para empreendimentos com “folga de potência” 42. A EDP, Tractebel, ABRAGE e APINE sugerem que também seja estabelecido mecanismo regulatório para incentivar o aumento de potência em unidades geradora que apresentam “folga”, ou seja, que poderiam ser modernizadas para aumentar sua potência instalada e assim contribuir também para o atendimento da demanda máxima. 43. Na contribuição da EDP foi sugerida a definição de uma Receita Fixa para incentivar os projetos de aumento de potência. Essa parcela fixa seria devida durante todo um período para amortização do investimento, enquanto o agente também faria jus a Tarifa Energética de Otimização – TEO, nos demais períodos em que essa potência adicional se encontrar despachada (período hidrológico favorável ou atendimento da ponta). 44. Conforme já indicado na Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL, hoje não existem

9 TFSEE – Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica.



incentivos regulatórios suficientes para os processos de modernização de usinas hidrelétricas que tragam ganho de potência. É fato que diversas centrais geradoras tem a possibilidade de aumentar sua capacidade instalada com a simples troca de equipamentos, com utilização de projetos mais atuais. Contudo, a receita adicional que será percebida eventualmente pode não compensar os custos adicionais (exemplo, o aumento do Encargo de Uso dos Sistemas de Transmissão ou Distribuição), quanto menos todo o custo associado ao processo de modernizar a planta. 45. A proposta da EDP é de estender a solução sugerida para o caso de centrais hidrelétricas despachadas centralizadamente com poços disponíveis, para qualquer central geradora hidráulica que tenha capacidade de aumentar sua potência, após um processo de modernização. Tal proposta merece avaliação, principalmente no tocante a capacidade de contribuírem com o aumento da Reserva Operativa do sistema. III.10 Inconsistência nos parâmetros de rendimento constantes do estudo da EPE. 46. A empresa EMERGE trouxe contribuição quanto à diferença de conceituação entre os termos Repotenciação e Eficientização, indicando que o primeiro está associado ao ganho de potência, enquanto o segundo “corresponde a todas as ações de intervenção no equipamento, podendo ou não implicar em modificação nas estruturas civis, e que propiciem uma elevação no rendimento das unidades geradoras”. 47. Ainda sobre a eficientização, a EMERGE10 pontua que os valores utilizados pela EPE para a eficiência das unidades geradoras do parque instalado no SIN não condizem com a realidade física, haja vista que no estudo conduzido pela EPE11 no ano de 2008, o rendimento considerado para diversas usinas hidrelétricas foi de 0,92100, mesmo para centrais geradoras com diferentes níveis de potência (60 a 410 MW) e com diferentes tecnologias empregadas (centrais geradoras com início de operação entre 1955 a 1979). Com essa premissa inicial “distorcida” o ganho com o processo de eficientização foi subestimado no estudo conduzido pela EPE. 48. Sobre esse ponto, sugere-se a EMERGE que encaminhe tal contribuição à EPE que deve subsidiar o MME por meio de estudos para a autorização para ampliação de usinas hidrelétricas de que trata o art. 4º da Lei nº 12.783/13. III.11 Atendimento da ponta com geração termelétrica ou hidrelétrica com unidade adicional 49. As contribuições encaminhadas por Petrobras, Neoenergia, ABIAPE12 e ABRACE13 focam o aspecto da comparação entre o custo para atendimento da ponta horária por meio de centrais geradoras termelétricas ou usinas hidrelétricas com unidades adicionais, nos termos da proposta detalhada na Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL. A EPE também concluiu sobre esse ponto, conforme já discutido no item III.2 desta Nota Técnica. 50. Essa comparação deve ser efetivamente realizada antes da implementação de qualquer

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EMERGE – Eduardo Mota Energias Renováveis e Geração Elétrica. 11

EPE. Nota Técnica DEN 03/08 – Considerações sobre repotenciação e modernização de usinas hidrelétricas, 2008. 12

Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – ABIAPE. 13

ABIAPE – Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres.



solução. É fato que a Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL não explorou detidamente esse ponto, principalmente em razão de a ANEEL não dispor de informações suficientes, principalmente sobre o custo para instalação de unidades adicionais, o que poderia ser realizado pela EPE. 51. Nesse ponto inclusive a ABIAPE, na sua contribuição, fez uma estimativa simples do custo do despacho termelétrico, estimado de acordo com um despacho para atendimento da demanda máxima por três meses do ano, considerando o valor verificado em fevereiro de 201214. 52. A ABIAPE Também estimou o custo do aumento de 2000 MW de potência instalada do SIN, mediante a instalação de novas unidades, com custo de investimento de 1.000 R$/kWinstalado e prazo de amortização de 30 anos. Por essas estimativas a Associação concluiu que o custo do despacho termelétrico pode ser ¼ do custo estimado para a repotenciação proposta. 53. É fato que essas análises deveriam ser aprimoradas, com dados mais robustos, tanto com relação ao despacho termelétrico estimado quanto ao custo de instalação, haja vista que cada central geradora apresenta um custo diferenciado em razão do grau de atividades necessárias para instalação de unidades adicionais. III.12 Forma de rateio do custo com os projetos de repotenciação 54. Um ponto bastante abordado no âmbito da Audiência Pública é o fato da forma de rateio para o pagamento do ESS não ser a mais adequada, considerando o que se pretende remunerar para o atendimento da demanda máxima do sistema. Em resumo, quem seria onerado com o aumento do ESS pelos custos do aumento de disponibilidade de potência pelas usinas hidrelétricas não seriam necessariamente os agentes que efetivamente consomem mais no horário de ponta e, portanto, fazem uso dessa disponibilidade de potência adicional. A Endesa Brasil inclusive sugere que o Encargo relacionado ao aumento da disponibilidade seja cobrado na proporção da demanda que cada agente consumidor possui nos horários de ponta do Sistema. 55. Nesse quesito a ABIAPE pontuou que a proposta apresentada traz sinalização inadequada para a gestão do lado da demanda, haja vista que o rateio do ESSelétrico pelo montante de MWh consumido é um desestímulo para consumidores que não contribuem com o aumento da demanda nos horários de ponta do sistema. Para tanto a ABIAPE destacou que os consumidores energointensivos15 possuem elevado fator de carga e modulam seus contratos e a energia para que fiquem 100% lastreados em todos os patamares de carga. Rateando o encargo da maneira proposta, essa característica, mesmo que benéfica ao atendimento da demanda máxima do sistema, não traz vantagem para esses consumidores. III.13 Participação de PCHs e CGHs nos leilões 56. A ENEL Green Power trouxe contribuição no sentido de tornar mais claro que no leilão proposto seria incluída a possibilidade de habilitação de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs ou Central Geradoras Hidrelétricas – CGHs. Em sua análise, essas usinas seriam bastante competitivas em

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Em fevereiro de 2012 o custo do despacho termelétrico para atendimento da ponta foi de 23 milhões de reais. 15

Atividade industrial que consome muita energia, como é o caso da siderurgia e produção de alumínio.



um eventual leilão, haja vista que o ganho de garantia física seria proporcionalmente maior16, possibilitando ofertar menores valores para a reserva de potência. 57. Em teoria, concordamos com a contribuição, contudo há que se levar em conta que para centrais geradoras não despachadas centralizadamente pelo ONS é mais difícil avaliar seus reais benefícios para o atendimento da demanda máxima. III.14 Das contribuições da Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda 58. A seguir passamos a discorrer sobre as conclusões encaminhadas pela Secretaria de Acompanhamento Econômico – SEAE/MF, detalhadas no Parecer Analítico sobre Regras Regulatórias no 17/COGEN/SEAE/MF, de 30 de abril de 2012. 59. O primeiro questionamento apresentado nas conclusões é sobre a sustentabilidade, do ponto de vista econômico, regulatório e jurídico, que alguns serviços ancilares17 sejam remunerados e outros não. Em análise, esclarece-se sobre a impossibilidade de alguns serviços ancilares de serem remunerados, por se tratar de serviços que por sua própria natureza não podem ser dissociados do serviço principal, gerar energia elétrica. 60. Esse é o caso do serviço ancilar de controle primário de frequência, realizado por todas as unidades geradoras sincronizadas no sistema. Os requisitos mínimos exigidos para a conexão de determinada central geradora acabam por possibilitar que essas centrais prestem esse serviço ancilar. Por óbvio, cada serviço ancilar traz uma particularidade que merece consideração sobre sua necessidade de remuneração. Sobre esse tema está previsto, na Agenda Regulatória 2013/2013, a abertura de Audiência Pública para revisão da Resolução Normativa no 265/200318. 61. A SEAE/MF também trouxe questionamento sobre o motivo da opção pelo leilão da RPO em detrimento ao aproveitamento da atual oferta de energia térmica na composição da reserva. Esse questionamento foi identificado e sua análise pode ser encontrada no item III.10 desta Nota Técnica. 62. A SEAE/MF também questiona o motivo da opção pelo leilão da RPO em detrimento da preparação do mercado de potência em 2014. Em análise, pontua-se que a proposta apresentada na Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL se trata de medida de curto/médio prazo, que não resolve o problema de falta de incentivos para o aumento da potência no SIN. A regulamentação do mercado de potência, previsto para 2014, seria uma das possíveis soluções estruturais do mercado, desde que consiga trazer sinais econômicos adequados. 63. Também pontua a SEAE/MF a possibilidade de inserção da questão da RPO na licitação, prorrogação ou renovação das Concessões. Tal contribuição, conforme mostrado no item III.1, encontra respaldo no art. 4o da Lei no 12.783/2013.

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Em uma análise, simples, enquanto para UHEs a garantia física é definida com base em um período de hidrologia crítica, para PCHs esse valor considera um valor médio, o que acaba agregando mais energia para ganhos incrementais de potência. 17

Podemos definir o serviço ancilar como qualquer outro serviço, que não o fornecimento de energia elétrica, mas que sua prestação é indispensável para a garantia da segurança, qualidade, estabilidade e confiabilidade do sistema. 18

Resolução que trata da prestação e remuneração dos serviços ancilares no âmbito do Sistema Interligado Nacional – SIN.



64. Por fim, a SEAE/MF solicita a avaliação, no caso de um eventual leilão: (a) os custos a serem incorridos por cada usina; (b) quanto isso representaria em termos de incremento de potência para a reserva do sistema; e (c) a capacidade de oferta de potência de cada usina associada a seu perfil de vertimento, de forma que seja otimizada a operação da reserva do sistema. 65. Sobre as solicitações acima, considerando nossa recomendação de fechamento da Audiência Pública com o encaminhamento do assunto para ser tratado pelo MME, no âmbito das competências previstas na Lei no 10.848/2004, não caberia no momento às avaliações solicitadas. Contudo, concorda-se que análises devem ser realizadas de forma precedente a realização de eventual leilão. III.15 Do problema de atendimento à demanda máxima 66. A AP 18/12 trouxe muitas contribuições relacionadas à proposta originalmente apresentada de se realizar leilões para contratação de reserva de potência com o objetivo mitigar no curto/médio prazo os custos relacionados ao atendimento da demanda máxima por centrais geradoras termelétricas. Contudo, o principal problema identificado reside na incapacidade do modelo atual de fornecer sinais adequados de preço para incentivar o acréscimo da sua capacidade de ponta19. 67. Nesse tópico, vamos nos ater a contribuição recebida do ONS que foca a questão técnica do atendimento da demanda máxima. O estudo apresentado pelo ONS consistiu na elaboração do balanço de ponta do SIN no horizonte 2012/2016, dividindo essa análise em dois períodos distintos:

a. 2012-2013 – Análise conjuntural que considera restrições de disponibilidade pela malha de transmissão de 440 kV (~ 1.400 MW), desligamento da 2° fase da usina de Tucuruí no 2° semestre de cada ano e perdas de potência nas usinas por deplecionamento.

b. 2014-2016 – Análise estrutural que considera as mesmas restrições elencadas no estudo conjuntural, porém com reduções graduais nas restrições na malha de transmissão de 440 kV (chegando a 800 MW em 2016), em função dos cronogramas de instalação de compensação reativa.

68. Focando apenas a análise estrutural, o ONS estima a geração térmica acima da inflexibilidade entre os meses de novembro a março no valor máximo de aproximadamente 7.300 MW em 2014, 9.400 em 2015 e 6.000 em 2016. Ainda pontuou o Operador que para atender esses níveis de despacho termelétrico, seria necessário também comandar o despacho de centrais geradoras termelétricas a ciclo combinado, que tem pouca flexibilidade de operação e, portanto, deveriam ser mantidas ligadas durante todo o período mencionado. 69. A contribuição encaminhada pelo ONS apresenta diversos gráficos que demonstram, para cada horizonte, a geração térmica complementar necessária para o atendimento da demanda máxima do sistema. 70. Considerando que contribuição encaminhada pelo ONS é de maio de 2012, atualizamos as informações trazendo também as conclusões apresentadas no Plano da Operação Energética - PEN

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A ABIAPE e a ABRACE, em suas contribuições, colocaram de forma bastante pertinente o problema de atendimento da demanda máxima, expondo os pontos que levaram a situação apresentada.



2013-2017, elaborado em junho de 2013. Assim, a seguir transcrevemos importantes trechos desse documento, no tocante ao atendimento da ponta do sistema:

“2.1 Conclusões (...) 17. Com relação ao atendimento da demanda máxima do SIN, o balanço estático de ponta indica que a capacidade líquida disponível prevista no horizonte do PEN 2013 é sempre superior à demanda instantânea projetada, incluindo a reserva operativa necessária. Entretanto, a tendência é de que seja necessário o despacho de geração térmica acima das inflexibilidades declaradas pelos agentes de geração térmica, dependendo da severidade das perdas por deplecionamento dos reservatórios e/ou restrições internas na malha de transmissão. Soma-se a esses eventos o progressivo aumento da participação da geração térmica na oferta e da expansão hidráulica calcada em usinas com baixa e/ou nenhuma regularização, o que reduz a disponibilidade hidráulica no horário de demanda máxima;” (Grifo nosso)

“2.2 Recomendações (...) 4.Considerando o perfil atual de expansão da oferta, com parcela significativa de termoelétricas, recomenda-se que nos estudos de planejamento da expansão da oferta no âmbito do MME sejam também consideradas as necessidades de atendimento à demanda máxima do SIN, de forma que o dimensionamento da capacidade instalada para o atendimento à ponta seja o mais econômico possível;

5. Neste sentido, é recomendável ao MME e ANEEL a manutenção e avanço nos estudos de criação de incentivos econômicos e regulatórios para motorização dos poços existentes em algumas usinas já em operação (da ordem de 5 GW), o aumento de potência hidráulica no SIN, como, por exemplo, através de repotenciação de usinas existentes e/ou previsão da instalação de potência adicional em novos projetos hidrelétricos;”

71. Também se faz importante transcrever dois gráficos elaborados pelo ONS para no PEN 2013-2017, que demonstra a necessidade de geração térmica acima do montante inflexível para atendimento da demanda máxima (gráfico I), e essa mesma necessidade, quando considerada a motorização sugerida na Nota Técnica no 026/2011-SRG/ANEEL.



Gráfico I – Evolução do Atendimento à Demanda Máxima do SIN (MW).

Gráfico II – Evolução do Atendimento à Demanda Máxima (MW) – SIN 2016/2017 – análise adicional com poços

72. O Gráfico I demonstra a necessidade de geração térmica complementar para atendimento da demanda máxima (área hachurada), enquanto o Gráfico II estima essa necessidade no caso de instalação de unidades adicionais, considerando o incremento de 2.500 MW em 2016 e 5.200 MW em 2017.



III.16 Do encaminhamento 73. Consideradas todas as contribuições recebidas, mas principalmente o explicitado nos itens III.1 e III.2, desta Nota Técnica, recomenda-se o encaminhamento de expediente para o MME com o resultado dos estudos elaborados no âmbito desta Agência e análise das contribuições recebidas na Audiência Pública no 018/2012. 74. Consideramos também oportuno registrar no citado expediente o resumo das conclusões relacionadas ao assunto em pauta, conforme detalhado a seguir:

a. a crescente preocupação demonstrada pelo ONS com a diminuição gradual da capacidade do sistema em atender a demanda máxima, com reserva operativa adequada, somente com os recursos disponíveis de fonte hidrelétrica;

b. a necessidade de avaliação da economicidade da ampliação da capacidade instalada das

usinas que renovaram a concessão no âmbito da Lei no 12.783/2013; e

c. a necessidade de avaliação da economicidade na realização de leilões para ampliação da capacidade instalada das usinas que ainda não renovaram a concessão no âmbito da Lei no 12.783.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 75. A argumentação expressa nesta Nota Técnica é fundamentada nos seguintes instrumentos legais e regulatórios: Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, arts. 2o e 3o, inciso XIX; Lei no 10.848, de 15 de março de 2004, art. 1o, inciso VII e § 5o, inciso III; Decreto no 2.335, de 6 de outubro de 1997, Anexo I, art. 3o, art. 4o, inciso IV e art. 12, inciso III; Decreto no 5.163, de 30 de julho de 2004, art. 1o, § 5o e art. 59, inciso II; Resolução ANEEL no 265, de 10 de junho de 2003. V. DA CONCLUSÃO 76. Conclui-se que a AP 18/12 serviu a sua proposição inicial de obter subsídios para regulamentar os critérios para a repotenciação de unidades geradoras que possam trazer ganhos na operação energética e agregar disponibilidade de potência ao SIN. 77. Contudo, considerando o advento da Lei no 12.783/2013, que modificou o arcabouço legal para diversas usinas com capacidade para repotenciar suas centrais geradoras, bem como a recomendação trazida pela EPE sobre a necessidade de aprofundamento de estudos e implementação de solução no âmbito do planejamento energético, nos termos da Lei no 10.848/2004, conclui-se que o resultado da Audiência Pública deva ser encaminhado ao MME. VI. DA RECOMENDAÇÃO 78. Ante o exposto, devolvem-se os autos ao Diretor-Relator, com recomendação para fechamento da Audiência Pública n° 018/2012, sem resultados por parte desta Agência.



79. Complementarmente, recomenda-se o encaminhamento de expediente ao MME com o resumo das conclusões, conforme discriminado a seguir, e cópia do processo referente ao tema de repotenciação.

a. a crescente preocupação demonstrada pelo ONS com a diminuição gradual da capacidade do sistema em atender a demanda máxima, com reserva operativa adequada, somente com os recursos disponíveis de fonte hidrelétrica;

b. a necessidade de avaliação da economicidade da ampliação da capacidade instalada das

usinas que renovaram a concessão no âmbito da Lei no 12.783/2013; e

c. a necessidade de avaliação da economicidade na realização de leilões para ampliação da capacidade instalada das usinas que ainda não renovaram a concessão no âmbito da Lei no 12.783.

GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JUNIOR Especialista em Regulação SRG/ANEEL

MATEUS MACHADO NEVES Especialista em Regulação SRG/ANEEL

FERNANDO COLLI MUNHOZ Assessor SRG/ANEEL

De acordo

RUI GUILHERME ALTIERI SILVA Superintendente de Regulação dos Serviços de Geração

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n 018/2012. I. DO OBJETO - aneel.gov.br · Minas e Energia para os fins do disposto na Medida Provisória nº 579, de 2012, e neste Decreto.” (grifos adicionados) 15. ... Também,