BGYS Sürecinin kurulması aşaması

a) Penalidade de energia

Como já apresentado no capítulo 4, o preço utilizado para valorar a insuficiência de lastro de energia, para os agentes que não são distribuidores de energia, corresponde ao maior valor entre o PLD e o VR. No Gráfico 20 podemos observar como se realizou a valoração da penalidade de energia de janeiro de 2012 a janeiro de 2013.

161,94 161,94 161,94 161,94 161,94 161,94 161,94 161,94 161,94 161,94 161,94 161,94 163,04 161,94 161,94 161,94191,47 180,91 161,94 161,94 161,94 183,28 283,40 374,99 255,66 414,46 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00 400,00 450,00 0,00 1.000.000,00 2.000.000,00 3.000.000,00 4.000.000,00 5.000.000,00 6.000.000,00 7.000.000,00 8.000.000,00 9.000.000,00 R $ /M W h R$

Pagamento de penalidade por insuficiência de lastro de energia (R$) Valor de Referência - VR (R$/MWh)

Preço da penalidade (R$/MWh) PLD ponderado pela carga (R$/MWh)

Gráfico 20 - Preços e pagamento das penalidades por insuficiência de lastro de energia Fonte: CCEE, InfoMercado, janeiro de 2013

É possível observar que na maior parte da amostragem, o preço da penalidade foi maior que o VR. Além disso, verifica-se que, em abril de 2012, quando o preço da penalidade alcança um valor maior que VR, pela primeira vez no ano, ocorre uma expressiva elevação no pagamento da penalidade de lastro de energia, sendo seguida por valores tendendo a zero.

Dessa forma, considerando o PLD realizado a partir de setembro de 2012, pode-se dizer que, com o impacto do mês de abril, os agentes de mercado tenham se precavido para uma prospecção “ruim” de preço no MCP, do ponto de vista de pagamento de penalidade, já que, em caso de insuficiência de lastro, ficam expostos tanto ao ônus da penalização, quanto à exposição ao PLD no MCP.

Portanto, é possível dizer que a precificação da penalidade, com o maior valor entre VR e PLD mensal, provavelmente, incentiva a maior parte dos agentes a manterem seus lastros de compra e venda em equilíbrio, ou seja, manterem suas operações no mercado lastreadas.

b) Penalidade de potência

Esta penalidade tem como objetivo a verificação da potência no período mais crítico de atendimento de carga de energia elétrica, com duração de algumas horas ao longo do dia, chamado de patamar pesado ou patamar de carga pesada.

Como apresentado no capítulo 4, o preço da penalidade é ajustado monetariamente pelo IPCA e também mediante a escassez de potência no patamar pesado que, utilizando três degraus iguais de índices de um a quatro, torna-se mais caro a medida que a escassez aumenta. No Gráfico 21, é apresentado o preço ajustado realizado no período de janeiro de 2012 a janeiro de 2013, conforme informado pela publicação "InfoMercado" da CCEE de janeiro de 2013.

Gráfico 21 - Histórico de preços de referência ajustados para a penalidade de potência Fonte: CCEE, InfoMercado, janeiro de 2013

Percebe-se que há uma elevação no preço da penalidade a partir de setembro e dezembro, o que indica que nestes meses houve maior escassez de potência no patamar pesado, o que deve preocupar os geradores que passam a ter que se organizar para não ficar expostos a tal penalização, já que, como já mencionado, o aumento do preço é proporcional à falta de potência na ponta.

Por outro lado, a projeção do risco de déficit de potência do SIN, apresentado pelo Plano Decenal de Expansão - PDE 2021 da EPE, mostra uma probabilidade muito baixa, como mostra o Gráfico 22.

Gráfico 22 - Risco de déficit de potência – PDE 2021 (%) Fonte: EPE, 2013

Percebe-se que, para os cenários hidrológicos analisados, os déficits ocorrem apenas após 2019, em somente quatro períodos, com probabilidade de aproximadamente 1%.

Se adotarmos o ponto de vista otimista do planejamento, podemos concluir que com oferta abundante, o preço da penalidade tende a baixar, resta saber se há proporcionalidade entre os preços praticados na negociação de lastro de potência e a penalidade. Tais preços de negociação não são acessíveis ou divulgados.

Outro ponto interessante a se observar, no âmbito desta penalidade, é com relação ao cálculo da penalidade de potência no patamar pesado para as usinas eólicas, que também são vendedoras em CCEAR de energia nova. Pode haver uma preocupação se uma usina eólica consegue gerar no patamar de carga pesada o suficiente para atender a exigência dos CCEARs com relação à potência associada, que é definida por um valor igual a 1,5 vezes a energia negociada no contrato.

Para que se possa avaliar se seria cabível essa preocupação, são apresentados no Gráfico 23 ao Gráfico 26 a média de geração horária do mês de janeiro de 2013 para as regiões avaliadas pelo ONS.

Gráfico 23 – Curva de geração média horária no Ceará para janeiro de 2013

Gráfico 25 - Curva de geração média horária na Bahia para janeiro de 2013

Por se tratar de janeiro, devemos considerar que apenas o Rio Grande do Sul teria um horário de patamar de carga pesada diferenciado, ou seja, ao invés de ser das 18:00 horas às 20:59 horas, é das 19:00 horas às 21:59 horas.

Analisando cada uma das regiões, percebe-se que o Rio Grande do Norte é o estado que aparentemente estaria mais suscetível a uma exposição de lastro de potência, tendo em vista que sua geração começa a declinar exatamente às 18:00 horas, início do patamar de carga pesada. Já nas demais regiões, não fica tão evidente esta percepção ou até mesmo o gráfico nos dá uma percepção contrária, como é o caso do Ceará e da Bahia. No Rio Grande do Sul, embora apresente uma rampa crescente a partir das 12:00 horas, o gráfico mostra que ainda atingiu a capacidade máxima no patamar pesado.

Observa-se que a análise dá a percepção generalizada do que pode ser o comportamento médio das usinas eólicas nessas regiões, portanto para se ter uma percepção mais acurada deve-se observar as características individuais da usina, bem como a comparação entre a proporção da garantia física comprometida com energia negociada no CCEAR e a efetiva capacidade de geração da usina.