Diferença MRE e GSF
comentada em 06/04/2017 15:51

Nao, elas nao significam a mesma coisa MRE = mecanismo de realocaçao de energia. GSF = O GSF (em inglês, Generation Scaling Factor) é a relação entre o volume de energia efetivamente gerado pelo MRE e a Garantia Física total do mecanismo.

O despacho das usinas é calculado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que indica quais usinas devem produzir energia. esse sistema visa minimizar o custo geral de todo o sistema. com isso o gerador nao tem controle de quanto ele pode ou nao gerar. ele gera no presente para atender uma venda/contrato q ele fez la no passado. o que ocorre se ele nao puder entregar tudo que ele vendeu ?

outra questao importante: como o gerador sabe quanto ele pode vender de energia? ele pode vender ate o limite da garantia física que é calculada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e o Ministério de Minas e Energia. Ou seja em cada emprendimento o gerador sabe qual o maximo pode vender de energia, mas mesmo respeitando esse máximo, se o nivel do reservatorio cair muito ele nao vai poder entregar toda energia vendida e vai ter bancar essa diferença. a garantia fisica considera uma variacao de 5 % ... se houver mais q isso para menos o gerador nao tera como entregar tudo que vendeu

eu tb estou tentando entender o setor ... mas eh complicado a beça mesmo

Obrigado pela explicação @luqteixeira.

Eu tinha enviado antes para a alupar também perguntando "O ("GSF") pode ser interpretado como o percentual de energia que todos os geradores participantes do MRE geraram em relação ao total da Garantia Física conjunta do MRE em um determinado mês. Ocorreu que as vezes esta relação pode ser inferior a 100%, ou seja, os geradores participantes do MRE geraram menos energia do que o montante total de sua Garantia Física. Este déficit de geração, ocasionado pelo risco hidrológico, incorre em uma exposição que é rateada proporcionalmente levando-se em conta a garantia física de cada um dos participantes do MRE, desta forma, cada geradora necessita comprar os MWh faltantes para cobrir a exposição e cumprir com seus contratos de venda, a um preço PLD calculado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)."

o PLD é usado so para esta diferença certo? o PLD caiu no ultimo ano, isso é ruim para quem vende excesso produzido certo ? digamos que os participantes de um dado MRE precise comprar 100 MWh que foi o deficit em relação a sua garantia física. Outro grupo MRE que produziu mais q sua garantia vai vender esses 100 MWh ao preço do PLD certo ? os outros preços é que está no contrato e não tem nada a ver com o PLD confere ?

Da uma olhada no último vídeo que o Mille fez sobre a TIET11 (na página da empresa) que ele explica um pouco destas questões. O RI da Aes Tiete também é muito bom pra explicar essas coisas. É só ligar lá..

OK, obrigado @mille to assistindo o chat do TIET11

Uma coisa é uma coisa, outra coisa é outra coisa...+) Preço definido no contraro é uma coisa e PLD é outra. PLD - Preço de liquidação das diferenças O nome já diz, serve para liquidar as diferenças existente entre os contratos e o que se verificou na operação real do sistema elétrico. Ou seja, se alguém gerou menos energia do que tem "vendido" vai comprar ao PLD ( respeitando as regras do MRE)...quem gerou a mais do que tinha vendido em contrato recebe essa quantia pelo PLD (respeitando as regras do MRE). Quando falo respeitando as regras do MRE, quero dizer que uma geradora hidrelétrica apura primeiro seu déficit ou sua energia gerada em excesso entre os integrantes da região em que pertence pelo mecanismo do MRE ( que possui um valor definido anualmente pela ANEEL). Persistindo ainda sobras ou excessos esses montantes são valorados ao PLD.

Leia esse trecho que está no Relase da AES TIETE, ele explica um pouco isso A energia produzida pelas geradoras no Brasil é destinada ao Sistema Interligado Nacional (“SIN”), que é formado por usinas geradoras das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e de parte da região Norte do país. De acordo com o Operador Nacional do Sistema (“ONS”), apenas 1,7% da capacidade de produção de energia elétrica do Brasil encontra-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados principalmente na Região Amazônica. As atividades de coordenação e controle da operação são executadas pelo ONS, que procura manejar o estoque de energia de forma a garantir a segurança em todo o país. As variações climáticas podem ocasionar excedentes ou escassez de produção hidrelétrica em determinadas regiões e em determinados períodos do ano, uma vez que o volume de energia gerada pelas usinas hidrelétricas (“UHEs”) depende da hidrologia para acumulação de água em seus reservatórios. O SIN possibilita que toda energia gerada no sistema seja transmitida e distribuída da forma mais adequada por todo o país, permitindo a troca de energia entre as regiões, além de obter benefícios da diversidade das bacias hidrográficas. De acordo com as regras do Mecanismo de Realocação de Energia (“MRE”), o volume total de energia gerada através do SIN é alocado para cada usina participante desse mecanismo de forma proporcional aos seus respectivos níveis de garantia física(“energia assegurada”). Essa alocação busca garantir que todas as usinas participantes do MRE atinjam seus níveis de energia assegurada, independentemente da produção real. Se, após essa alocação, todos os participantes do MRE atingirem suas respectivas garantias físicas e ainda houver saldo de energia produzida, o adicional da geração, denominado “Energia Secundária”, é alocado proporcionalmente entre os geradores. Se, após o rateio da energia secundária, todos os geradores atingirem as suas energias asseguradas, o remanescente poderá ser liquidado no mercado de curto prazo ao Preço de Liquidação das Diferenças (“PLD”). Da mesma forma, quando a geração de energia for inferior à garantia física das usinas do SIN, esse déficit também é rateado proporcionalmente entre os participantes do MRE através do Generation Scaling Factor (“GSF”), efeito conhecido como “Rebaixamento” da garantia física no MRE. Esse rebaixamento pode resultar em exposições ao mercado de energia de curto prazo e consequentemente ao PLD. Nas duas situações acima também pode ocorrer da alocação de energia no MRE se dar em um submercado distinto daquele onde a energia foi gerada, o que pode ou não criar exposições à diferença entre o PLD dos submercados onde a usina se localiza e onde a energia é alocada. Tais exposições, sejam elas positivas ou negativas, estão sujeitas a um mecanismo de alívio financeiro e podem ser reduzidas ou eliminadas, dependendo da contabilização de curto prazo da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”) do mês em que se configurem. Adicionalmente, as usinas despachadas pelo ONS estão sujeitas à aplicação do Mecanismo de Redução de Garantia Física (“MRA”). O MRA verifica se as usinas participantes do MRE cumpriram ou não os requisitos de disponibilidade estabelecidos. Estes cálculos são feitos considerando os parâmetros de interrupções programadas e forçadas, verificados em relação aos parâmetros de referência da Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”). Caso sejam descumpridos os requisitos de disponibilidade pelas usinas, a garantia física é ajustada, podendo gerar exposições ao mercado de energia de curto prazo. Os efeitos do MRA, de alocações do MRE e da redução do GSF ou da energia secundária são calculados e contabilizados por meio da CCEE.

O fato da sigla GSF ( Generation Scaling Factor )ser em inglês sugere que outros países também usam esse sistema para administrar suas fontes de energia, isto é, esse sistema, "complicado", não é exclusivo em nosso país? Pelo menos não deve ter tantas agencias regulatórias como aqui e esse monte de siglas rs

No FAQ na página da EGIE3 tem bem explicado isso!