GERAÇÃO

As características físicas do Brasil, em especial a grande extensão territorial e a abundância de recursos hídricos, foram determinantes para a implantação de um parque gerador de energia elétrica de base predominantemente hidráulica.

As centrais de produção de eletricidade são objeto de concessão, autorização ou registro, segundo o enquadramento realizado em função do tipo de central, da capacidade a ser instalada e do destino da energia. Segundo o destino da energia, as centrais de produção podem ser classificadas como:

•  Produtores cuja outorga de concessão específica que a energia produzida destina-se ao serviço público de eletricidade;
• Produtores independentes (assumem o risco da comercialização de eletricidade com distribuidoras ou diretamente com consumidores livres); e
• Autoprodutores (produção de energia para consumo próprio, podendo o excedente ser comercializado mediante uma autorização).

As geradoras podem vender sua energia para as distribuidoras, por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, no chamado Ambiente de Contratação Regulada. No Ambiente de Contratação Livre – ACL, a energia pode ser comercializada a preços livremente negociados com comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500 GWh/ano e consumidores aptos a adquirir energia no mercado livre.

MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA – MRE*

O MRE é um mecanismo financeiro de compartilhamento dos riscos financeiros associados à otimização eletroenergética do Sistema Interligado Nacional – SIN, e abrange todas as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho centralizado do Operador Nacional do Sistema – ONS.

Em termos de operacionalização, o MRE assegura que, no processo de contabilização na CCEE, todas as usinas participantes recebam seus níveis de garantia física, independentemente da geração efetiva de energia, desde que a geração total do MRE não esteja abaixo do total da garantia física do SIN, por meio da realocação de excedentes dos que geraram além das garantias físicas para os que geraram abaixo.

TARIFA DE ENERGIA DE OTIMIZAÇÃO*

As usinas hidrelétricas que fornecem energia ao MRE são compensadas, financeiramente, pelos agentes que recebem energia do mecanismo, seja pela cobertura da garantia física ou pela alocação de energia secundária, por meio da Tarifa de Energia de Otimização – TEO.

A TEO remunera os custos variáveis associados à operação, e compensações financeiras pelo uso da água, relativos à geração da energia realocada dentro do MRE. A compensação é efetuada dentro do processo de contabilização da CCEE.

ENERGIA SECUNDÁRIA*

Havendo geração no MRE que exceda a garantia física total do mecanismo, as usinas participantes passam a ter direito à energia secundária, que consiste na alocação do excedente na proporção das garantias físicas respectivas.

GENERATION SCALING FACTOR (GSF)

Atualmente denominado Fator de Ajuste do MRE, representa a relação entre a geração total do mecanismo e a garantia física total do mecanismo Sendo a relação entre as duas grandezas superior a “1”, verifica-se que houve geração de energia secundária no período, e, sendo menor que “1”, este é o fator de ajuste que será aplicado às garantias físicas das usinas do MRE, para possibilitar a cobertura de geração dessas usinas.

REPACTUAÇÃO DE RISCO HIDROLÓGICO

A Medida Provisória nº 688/2015, cuja exposição de motivos considera que as condições hidrológicas adversas no país desde o final de 2012, somadas a decisões operativas e a outros fatores que influenciaram no despacho da geração pelo ONS, resultaram em redução expressiva do fator de ajuste do MRE, dispôs sobre a repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica.

A MP 688 foi convertida na Lei nº 13.203/2015, que permitiu a repactuação do risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do MRE desde que com anuência da ANEEL e contrapartida paga pelos agentes, com efeitos a partir de 1º.1.2015.

A ANEEL regulamentou o disposto na lei por meio da Audiência Pública nº 32/2015, que resultou na Resolução Normativa nº 684/2015, estabelecendo as condições e critérios de elegibilidade para repactuação do risco hidrológico pelos geradores hidrelétricos que integram o MRE.

A adesão dos agentes ao mecanismo é facultativa e consiste na transferência do risco hidrológico ao consumidor, mediante pagamento de prêmio de risco pelo gerador na Conta Centralizadora de Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT, em classes de produtos pré-determinadas de acordo com o risco que se pretende transferir em razão da insuficiência de geração do MRE. Para o ACR, são elegíveis à repactuação as parcelas da usina hidráulica participante do MRE cujo agente de geração tenha celebrado contratos de venda de energia vinculados à usina para distribuidoras de energia elétrica. O montante elegível será considerado com base no menor valor entre a garantia física da usina hidráulica, referenciada ao centro de gravidade, e a quantidade de energia dos contratos de venda.

A parcela de perda com GSF de 2015 será compensada aos geradores por meio da isenção do pagamento do prêmio de risco a partir de janeiro de 2016 até a completa compensação das perdas de 2015. Caso a vigência dos contratos não seja suficiente para a compensação, pode haver extensão do período de outorga.

Para o Ambiente de Contratação Livre – ACL, a repactuação de risco hidrológico se dá por meio de pagamento de prêmio de risco equivalente à assunção dos direitos e obrigações vinculados à capacidade existente de energia de reserva.

Nos dois casos, o gerador deve manifestar à ANEEL a opção pela repactuação até 30 de setembro do ano anterior ao da vigência da repactuação.

*Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, Regras de Comercialização, módulo Mecanismo de Realocação de Energia – versão 2018.1.0