No dia 13 de setembro, foi aberta a Consulta Pública 43/2022 pela Aneel para revisar a REN 843/2019 (atual 1032) sobre governança na formação de preços. O processo era aguardado desde o ano passado e receberá contribuições por 60 dias, até 14 de novembro.
A Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) disponibilizou relatório de análise de impacto regulatório sobre o tema. Confira abaixo um resumo das propostas em discussão.
Rito regulatório para ajustes em novas versões dos modelos de otimização
A regulamentação atual estabelece que o uso dos modelos de otimização deverá ser previamente autorizado pela Aneel. No âmbito da TS 03/2019, a Coordenação da FT-Dessem solicitou rito expedito para utilização das novas versões do Dessem. À época, a SRG corroborou o entendimento de que as novas versões, desde que não correspondam a alterações em parâmetros e metodologias e que não causem impactos às funcionalidades já aprovadas, poderiam ser tratadas segundo um rito expedito no âmbito do Comitê Técnico PMO/PLD. Assim, propõe-se a inclusão dessa previsão no normativo. Além disso, há sugestão de prever aprovação dos modelos satélites no Comitê Técnico.
Representação da geração de usinas não simuladas
Em junho de 2021, ONS e CCEE solicitaram adequações regulatórias para considerar a previsão da geração eólica na primeira semana operativa do Decomp, seguindo o encaminhamento do Grupo Técnico Geração Eólica do CT PMO-PLD, que propõe substituir a estimativa atual pelos valores previstos pelo modelo WEOL.
Pela regra atual, a geração eólica é representada de diferentes formas nos modelos. No Newave e Decomp, é utilizada a média mensal do histórico dos últimos 5 anos de geração líquida verificada para usinas em operação comercial. No Dessem, a previsão da geração eólica é fundada em prognósticos meteorológicos conjunturais de velocidade e de direção de vento, utilizando o WEOL.
A proposta do GT Geração Eólica já foi aprovada pela Comissão Gestora para Dados, Processos e Regulação do CT PMO-PLD. A Aneel propõe a inclusão de dispositivo que estabeleça que as alterações serão avaliadas pelo Comitê Técnico PMO/PLD, devendo a implementação ocorrer somente após a alteração dos Procedimentos de Rede.
Protocolos de contingência no caso da impossibilidade de publicação do CMO e do PLD
A regra atual tem horários limites e protocolos de contingência relacionados à publicação do CMO e PLD. Segundo a SRG, tais horários podem ser prejudicados, não apenas em função de problemas no processamento do Dessem, mas também dos demais modelos computacionais. Assim, propõe-se a inclusão de previsão de regras de contingência para o caso de impossibilidade de processamento de cada um dos modelos computacionais (Newave, Decomp e Dessem).
Processo de identificação, correção e publicidade dos erros na formação do PLD
A regra atual estabelece que o erro identificado no processo de formação do PLD deve produzir efeito no dia subsequente ao da identificação. A SRG propõe deixar mais claro que as correções de erros devem ocorrer, assim que possível, no processamento dos três modelos computacionais. Também levanta a hipótese de, identificado erro após a rodada pelo ONS para elaboração do PMO e revisões, se ele poderia ser corrigido apenas pela CCEE. Porém, não foi incluída essa possibilidade na minuta de REN, pois entendem que ocorreria de forma eventual, podendo ser corrigido no dia seguinte por ambas as instituições.
Clareza, previsibilidade e transparência no procedimento de atualização dos dados de entrada do PMO
Esse é o tema foco desta consulta pública. A SRG relembra o caso do requerimento administrativo interposto pela Abraceel em dezembro/2020, quando foi solicitado o cumprimento da antecedência da CNPE 07/16 nas alterações das condições operativas da bacia do São Francisco. A SRG publicou despacho negando provimento ao requerimento, porém a Diretoria conheceu o pedido de medida cautelar feito pelo BTG com pleitos similares, até a análise do mérito.
Devido aos desdobramentos do caso, a SRG constatou que a leitura dos Procedimentos de Rede não é suficientemente objetiva para atualização dos dados de entrada do PMO, pois pode ensejar a avaliação de diferentes Submódulos para a adequada compreensão. A área técnica da Aneel entende que o procedimento de atualização dos dados de entrada deve ser claro, objetivo e crível o suficiente para não gerar dúvidas quanto à formatação e à implementação.
A SRG pontua que o termo “previsibilidade” não deve ser utilizado como um sinônimo da consideração da “antecedência de um mês”. Argumenta que quanto mais o PLD for “blindado” da dinâmica ordinária de equilíbrio entre oferta e demanda vivenciada no âmbito da operação, maiores os impactos alocativos à dimensão comercial do setor, elevando encargos. Assim, conclui que não utilizar os mesmos dados nos dois processos (operação e preço) deve ser a exceção, pois tal descasamento promove diferenças alocativas relevantes.
Contexto histórico
A SRG traz um contexto regulatório histórico, para ajudar a compreender as alternativas em discussão. A Resolução CNPE 07/2016 estabeleceu em seu art. 3º, § 1º, que:
“Alterações nos dados de entrada que não decorrerem de correção de erros ou de atualização periódica com calendário predefinido, conforme regulação da ANEEL, deverão ser comunicadas aos agentes com antecedência não inferior a um mês do PMO em que serão implementadas para que tenham efeitos na formação de preço e na definição da política operativa”.
Cabe apontar que a atual redação dos Procedimentos de Rede não foi revista com a publicação dessa resolução e que a regulação atual está embasada na atualização concomitante do CMO e PLD. A Resolução CNPE 22/2021, que alterou a 07/2016, manteve tais premissas, limitando a antecedência de um mês apenas para a formação de preço.
Dessa forma, a SRG entende que houve coerência nos encaminhamentos tomados de acordo com a CNPE 07/16, pois apenas alterações nos dados de entrada que não tinham sua atualização prevista nos Procedimentos de Rede entrariam no critério de antecedência de um mês. À luz do caso do São Francisco, o Submódulo 4.7 estabelece o prazo de um dia útil para avaliação e implementação do FSARH pelo ONS.
A SRG complementa que os Procedimentos de Rede vigentes não fazem qualquer distinção quanto à origem da restrição hidráulica para sua implementação, ou seja, independe se a restrição decorre de decisões de órgão competente pelo licenciamento ambiental, outorga de uso da água ou do Poder Judiciário, ou mesmo se a restrição está relacionada a questões intrínsecas à operação e à segurança de barragens das usinas hidrelétricas.
Como exemplo, a SRG cita o caso de uma Resolução da ANA de abril 2018 que foi considerada de forma imediata no PMO e PLD. Já o Despacho da SRG de março de 2018, que tratou de um aprimoramento na representação, não contemplado no cronograma predefinido, tampouco na decisão ordinária da ANA, foi implementado um mês depois pela CCEE e ONS. Dessa forma, a antecedência de um mês era para eventos que decorriam de “aprimoramentos na representação” e, por esse motivo, não faziam parte da dinâmica de “atualização ordinária” de dados de entrada, prevista nos Procedimentos de Rede.
A SRG informou que em 2020 foram aceitos 566 FSARHs e em 2021, foram identificados 939 registros.
Alternativa 1: Manter o historicamente praticado pelo ONS, considerando a RES CNPE 22/2021
A alternativa 1 condiz com o contexto histórico, com a diferença que o ONS deverá considerar a melhor representação possível na definição da política operativa. Os casos que necessitam de antecedência de um mês continuariam sendo aqueles que não possuem calendário predefinido, apenas para a formação do PLD.
Alternativa 2: Manter o historicamente praticado pelo ONS, com melhoria da governança nos processos de divulgação das informações e consolidação das informações que refletem o processo de atualização dos dados de entrada
A SRG propõe a consolidação das informações relativas aos dados de entrada em um único local, conformando o “calendário predefinido” citado na regulação. O ONS elaborou um quadro (constante no Anexo I do Relatório) contendo a periodicidade de atualização dos principais dados de entrada para o PMO, o horizonte passível de atualização, bem como as referências dos Submódulos dos Procedimentos de Rede que detalham o processo de obtenção e de tratamento do dado.
Nesse aspecto, a SRG ressalta que há diversos dados de entrada que não possuem data de alteração previamente estabelecida e que, portanto, podem sofrer alterações a qualquer momento, o que não quer dizer que a periodicidade de atualização não se encontra predefinida. Esclarece que, quando a atualização está prevista em todas as etapas de estudo, ela pode ocorrer a qualquer momento, e uma vez obtido o dado pelo ONS, ele é incorporado aos modelos de otimização.
Dessa forma, o fato de um dado de entrada não ter data fixa de atualização previamente estabelecida nos Procedimentos de Rede não quer dizer que sua implantação deveria obedecer a uma carência compulsória.
Ou seja, na alternativa 2 os critérios para enquadramento da antecedência seriam similares aos da alternativa 1, porém a diferença está na melhoria do processo por meio de consolidação da periodicidade, horizonte e prazos a que os dados de entrada estariam submetidos.
Alternativa 3: Aplicar o praticado pela CCEE em 2021
Desde janeiro de 2021, a CCEE vem adotando o procedimento que “as atualizações nos dados de entrada indicadas por decisão de órgãos ou instituições internas ou externas ao setor elétrico, fora do calendário predefinido, são consideradas na formação do PLD, respeitando-se a antecedência de um mês definida pela CNPE 22/2021”. O Anexo II traz uma comparação entre a implementação dos dados de entrada para formação do CMO pelo ONS e para a formação do PLD pela CCEE entre janeiro/2021 e setembro/2021.
Alternativa 4: Aplicar o praticado pela CCEE em 2021, com maior delimitação na definição
Analisando os exemplos do Anexo II, a SRG identificou várias alterações decorrentes do Ibama e da ANA por demanda do setor elétrico (ONS/CMSE). Para a SRG, quando uma alteração é decorrente de demanda própria do setor elétrico, a decisão do órgão competente é apenas formalização do pleito, pois já é de conhecimento setorial que uma medida poderá ser adotada.
Nesse caso, a proposta é que a deliberação do CMSE seja o marco inicial para indicar a antecedência de um mês, sem necessidade de aguardar promulgação de ato pelo órgão competente, sendo que o ONS e CCEE devem dar publicidade da decisão do CMSE.
A SRG esclarece que o estabelecimento de restrições por iniciativa do próprio órgão competente (exógeno ao setor elétrico), como por exemplo, a alteração do hidrograma de Belo Monte, se caracterizaria como uma situação distinta. Nesse caso, como não houve conhecimento prévio e participação do setor elétrico, seria possível aguardar a decisão do órgão competente para iniciar o prazo.
Argumentam, porém, que nem todos os casos demandam postergação da implementação da decisão. Então, o referencial deve ser a magnitude da usina para a operação do sistema. O Submódulo 2.2 dos Procedimentos de Rede classifica as instalações estratégicas para o SIN em tipo U1, U2 E U3. Assim, a proposta da SRG é que apenas as usinas tipo U1 e U2 teriam o critério de antecedência de um mês para implementação de alterações das restrições hidráulicas, decorrentes de decisão de órgão competente por iniciativa própria (ambiental ou de recursos hídricos). As usinas tipo U1 e U2 são Itaipu 50Hz, Itaipu 60Hz, Tucuruí, Xingó, Paulo Afonso IV, Ilha Solteira, Marimbondo, Emborcação, Governador Bento Munhoz, Salto Santiago e Belo Monte. As demais usinas teriam alterações implantadas de imediato, conforme atualização do FSARH. A SRG frisa que quando a alteração for de iniciativa do concessionário, não cabe discussão sobre previsibilidade.
Então, o texto proposto na minuta de REN ficou desta forma:
Art. 20, § 1º, inciso II “No caso da implementação das atualizações descritas abaixo, deverá ser dada publicidade aos agentes com antecedência não inferior a um mês operativo do PMO:
a) Atualização em dado de entrada decorrente de flexibilização excepcional autorizada pelo CMSE, desde que o ONS ou CCEE comuniquem sobre o pedido de alteração do referido dado até a data de realização do PMO anterior, ainda que esteja em processo de homologação por órgão ou instituição interna ou externa ao setor elétrico, se for esse o caso; e
b) Atualização de restrição hidráulica de usina estratégica tipo U1 e U2, conforme definido nos Procedimentos de Rede, por iniciativa de órgão competente de licenciamento ambiental ou outorga de recursos hídricos, desde que homologada até a data de realização do PMO anterior.”
Por fim, propõe a inclusão de três informações adicionais ao FSARH para saber como a restrição hidráulica será considerada para formação de preço: i) de quem é a iniciativa da alteração, ii) se a usina é classificada como tipo U1 ou U2, e iii) data da decisão do órgão competente ou a data da publicidade do ONS ou da CCEE.
Alternativa 5: Estabelecimento de prazo mínimo para implementação dos casos abrangidos na Alternativa 3 nos modelos de otimização
Esta alternativa seria uma solução intermediária, em que seria dado um prazo maior que um dia útil (prazos das restrições hidráulicas atual dos Procedimentos de Rede), mas inferior a um mês para os casos da alternativa 3, considerados mais relevantes em termos de impacto. A sugestão seria de prazo mínimo de 2 dias para implementação na formação de preços. Outra opção seria incluir apenas a partir da próxima rodada do Decomp, com prazo variando de D-2 a D-7, dependendo da data de informação da restrição.
A SRG faz uma análise do impacto das alternativas, mas conclui que não há como basear a escolha de uma alternativa em função dos resultados obtidos, pois podem ser positivos ou negativos a depender da natureza da restrição inserida naquele período avaliado. Assim, a proposta da AIR é a adoção da alternativa 2 (no que tange à consolidação das informações sobre atualização dos dados de entrada em um local único, em um quadro que constará nos Procedimentos de Rede) e da alternativa 4, de forma conjunta.
Sobre a fiscalização, a SRG apontou que existe um processo de contratação pelo ONS de auditoria independente dos dados do PMO, de acordo com a REN 455/2011. A REN e o escopo dos dados que serão auditados estão em fase de revisão pelo ONS, que está avaliando um novo formato para a auditoria com proposta de Submódulo específico nos Procedimentos de Rede.
Por fim, a SRG, por meio da AIR colocada em consulta pública, propõe que a norma entre em vigor a partir da data da sua publicação e que, no prazo de 90 dias, os Procedimentos de Rede e Regras de Comercialização e PdCs devam se adequar à revisão.