CCEE is watching you!

A REN nº 1.085/2024 separa, pela primeira vez, o que é culpa da hidrologia do que é culpa da usina.

E isso muda tudo!

Quem acompanha o setor elétrico sabe que o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) carrega, desde sua concepção, uma ambiguidade estrutural: ele foi desenhado para proteger os geradores hidrelétricos da variabilidade hidrológica, mas ao longo dos anos acabou funcionando também como uma espécie de cobertor coletivo para ineficiências operacionais.

Em outras palavras: quando o GSF caía, todo mundo era "vítima" da hidrologia — independente de a usina estar funcionando bem ou mal.

Isso mudou.

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) concluiu nesta semana a implantação das adequações sistêmicas previstas na Resolução Normativa ANEEL nº 1.085/2024 . A norma atualiza os dispositivos da REN nº 1.033/2022 e, pelo menos no que diz respeito às usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente, representa a mudança mais relevante na metodologia de avaliação de performance do MRE em muitos anos.

O que mudou, objetivamente

Antes da REN nº 1.085/2024, a contabilização das usinas não despacháveis centralizadamente no MRE não dispunha de metodologia consolidada para distinguir dois fenômenos que, para fins regulatórios, são muito diferentes:

1. A usina gerou abaixo da garantia física porque o sistema hídrico estava desfavorável.

   
   

2. A usina gerou abaixo da garantia física porque havia algo errado com ela — equipamento subdimensionado, indisponibilidade técnica não declarada, operação aquém do potencial.

   
   

Com a nova regulamentação, dois indicadores passam a ser calculados sistematicamente pela CCEE para cada usina participante do MRE:

• Fator de Geração (FG): compara a geração média da usina com sua garantia física, relativizada pelo comportamento hídrico do Reservatório Equivalente de Energia (REE) ao qual o empreendimento pertence. Em termos simples: se o sistema todo gerou proporcionalmente menos por conta da hidrologia, o FG desconta isso. O que resta é a contribuição — ou a falta dela — da própria usina.

  
  

• Fator de Contribuição ao MRE (FCM): avalia em que medida a usina efetivamente contribuiu para o mecanismo de realocação. Uma usina que sistematicamente recebe energia de outras participantes do MRE sem entregar a sua parte proporcional apresenta FCM baixo — e agora isso ficará explícito na contabilização.

Além dos indicadores de desempenho, foi implantado o Sistema de Medição de Indisponibilidade (SMI), que coleta dados por API e permite apurar a Indisponibilidade por Vazão Vertida (IVV) — a parcela da geração que não ocorreu por ausência de água disponível para turbinar. Isso completa o quadro: agora é possível saber, com razoável precisão, quanto da subgeração é culpa do regime hídrico e quanto é problema da máquina ou da operação.

Por que isso é relevante para PCHs e CGHs?

As usinas não despachadas centralizadamente — categoria que engloba a grande maioria das PCHs e CGHs do país — operavam até então com uma supervisão regulatória mais frouxa sobre seu desempenho dentro do MRE. Sem despacho do ONS e sem os mecanismos de acompanhamento das grandes UHEs, havia uma zona de conforto operacional que a nova regulamentação começa a desfazer.

Para quem dimensionou bem o empreendimento, mantém os equipamentos em dia e opera dentro das condições hidrológicas reais do rio, as novas regras são neutras ou até positivas: elas vão evidenciar que sua usina entrega o que prometeu, mesmo nos meses de hidrologia desfavorável.

Para quem tem um projeto com garantia física superdimensionada em relação ao potencial real do aproveitamento — um problema que já discutimos neste blog quando tratamos do risco de dimensionar PCHs a partir de séries de vazões mensais —, as novas metodologias vão tornar esse descompasso muito mais visível e, consequentemente, muito mais custoso.

A questão do dimensionamento: um problema que não é novo

Não é de hoje que o setor convive com projetos cuja Garantia Física homologada não reflete a realidade operacional do empreendimento. As causas são diversas:

• Séries de vazões calculadas a partir de postos fluviométricos com pouca aderência à bacia contribuinte da usina;

  
  

• Utilização de vazões médias mensais no lugar de séries diárias, que mascaram os períodos de estiagem do rio;

  
  

• Alterações no regime hidrológico da bacia ao longo do tempo — uso e ocupação do solo, desmatamento, impermeabilização — que não foram contempladas nos estudos originais.

  
  

• Curvas de rendimento de turbinas declaradas pelo fabricante em condições ideais, mas nunca verificadas em campo.

  
  

Cada um desses fatores, isoladamente, já é capaz de provocar uma diferença significativa entre o que a usina "prometeu" na homologação e o que ela efetivamente entrega.

Combinados, podem fazer a garantia física homologada ser uma ficção regulatória.

Com o FG e o FCM sendo calculados sistematicamente, esse descompasso entre o projeto e a realidade operacional vai aparecer nos relatórios da CCEE — mês a mês, usina a usina.

O que fazer com essa informação

Para os proprietários e operadores de PCHs e CGHs participantes do MRE, o momento é de revisitar alguns números com seriedade.

Vale a pena verificar, com base nos dados reais de operação dos últimos anos, qual seria o FG típico do seu empreendimento se o indicador já estivesse sendo calculado. Se a geração média da usina está consistentemente abaixo da garantia física — descontado o efeito hidrológico do REE —, há um problema que as novas regras vão tornar oficial.

A partir disso, o diagnóstico pode apontar para caminhos muito distintos: revisão da garantia física junto à ANEEL, adequação operacional, manutenção de equipamentos, ou até uma reavaliação mais profunda do aproveitamento.

Cada caso tem sua especificidade.

O que não é recomendável é esperar os primeiros ciclos de contabilização com as novas metodologias para descobrir onde o empreendimento está posicionado. O SMI já está implantado. Os dados já estão sendo coletados.