• Fabiola Sena

Racionalização versus Racionamento: Impactos sobre usina participante do MRE.

Atualizado: 5 de abr.

Por Fabiola Sena, D.Eng.


Logo após o racionamento de 2001/2002, que vigorou entre 1 de julho e 19 de fevereiro, a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 trouxe dispositivos emergenciais para a expansão da oferta de energia elétrica via CBEE (Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial) e para a implementação da RTE (Recomposição Tarifária Extraordinária) a fim de recuperar as perdas impostas pelo racionamento.


Foi somente após o racionamento, e de forma mais contundente com a edição da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, que o setor inaugurou a prática de cláusulas de racionamento nos contratos.


Destaque para o artigo 22 da Lei nº 10.848: “Ocorrendo a decretação de racionamento de energia elétrica pelo Poder Concedente em uma região, todos os contratos por quantidade de energia do ambiente de contratação regulada, registrados na CCEE, cujos compradores estejam localizados nessa região, deverão ter seus volumes ajustados na mesma proporção da redução de consumo verificado.”


As cláusulas de racionamento em contratos firmados no ACR e ACL diferem em sua forma, mas o objeto costuma ser o mesmo: redução de volume contratual na mesma proporção do racionamento decretado.


Para melhor compreensão das situações de racionalização e racionamento sobre uma usina participante do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), convém resgatar alguns princípios básicos:

  • O GSF (ou Fator de Ajuste do MRE) é a relação entre o total de geração hidrelétrica e o total de Garantia Física hidrelétrica, limitado a 1,0.

  • Cada usina participante do MRE recebe um crédito correspondente ao GSF multiplicado por sua respectiva Garantia Física. Esse crédito é chamado de Energia Alocada.

  • ·No MCP (Mercado de Curto Prazo), cada usina “venderá” a sua Energia Alocada ao PLD (Preço de Liquidação de Diferenças) e “comprará” o volume comercializado em contratos (Energia Contratada) ao mesmo PLD.

  • O resultado do contrato é dado pelo volume contratado multiplicado pelo preço do contrato.

  • O resultado final percebido pela usina participante do MRE é o somatório do resultado no MCP e o resultado do contrato.


Dito de outra forma:


GSF = Total de Geração Hidrelétrica / Total de Garantia Física Hidrelétrica

Energia Alocada = Garantia Física * GSF

Resultado no MCP = (Energia Alocada – Energia Contratada) * PLD

Resultado do Contrato = Energia Contratada * Preço do Contrato

Resultado Final = Resultado no MCP + Resultado do Contrato


A fim de explorar as consequências das situações de racionamento e racionalização sobre uma usina hipotética participante do MRE, será analisado um caso fictício e simples, considerando-se as seguintes premissas:

  • Garantia Física = 100 MW médios

  • Energia Contratada = 100 MW médios

  • Preço do Contrato = 200,00 R$/MWh

  • Período analisado = 1 mês típico = 720 horas


Sob uma situação de GSF = 1, que em tese configuraria uma situação de normalidade, tem-se que o resultado final percebido pela usina é apenas o resultado do contrato, visto que o resultado no MCP é igual a zero independentemente do valor do PLD.


Energia Alocada = Energia Contratada = 100 MW médios

Resultado no MCP = (100 - 100) * PLD = 0

Resultado do Contrato = 100 MW médios * 720 * 200 R$/MWh = 14,4 milhões

Resultado Final = R$ 14,4 milhões


Já em uma situação de racionalização de consumo sem previsão de redução contratual (que também seria válida para uma situação de pré-racionamento), a usina apresentaria uma perda no MCP, visto que precisaria comprar a diferença entre sua energia alocada e o volume contratual ao PLD observado. Assumindo hipoteticamente GSF = 0,7 e PLD = 600 R$/MWh, tem-se:


Energia Alocada = 70 MW médios

Resultado no MCP = (70 – 100) * 720 *600 = - 12,96 milhões

Resultado do Contrato = 100 * 720 * 200 = 14,4 milhões

Resultado Final = R$ 1,44 milhão


Por outro lado, em uma situação de racionamento com redução de volume contratual igual a 10%, a perda da usina no MCP seria substancialmente minorada, visto que precisaria comprar um volume inferior à situação de racionalização. Por outro lado, a renda contratual também seria reduzida, mas não na mesma profundidade. Quanto maior a diferença entre o PLD e o preço contratual, mais relevante torna-se a cláusula de redução de volume contratual. Assumindo os mesmos GSF = 0,7 e PLD = 600 R$/MWh, tem-se:


Energia Alocada = 70 MW médios

Resultado no MCP = (70 – 90) * 720 *600 = - 8,64 milhões

Resultado do Contrato = 90 * 720 * 200 = 12,96 milhões

Resultado Final = R$ 4,32 milhões


Muito embora sejam exemplos fictícios, os exercícios anteriores trazem luz para a importância da confecção de cláusulas contratuais que de fato protejam o gerador hidrelétrico em cenários extremos de GSF e PLD, típicos em situações de pré-racionamento, racionamento e racionalização.


Cabe destacar que alguns contratos dispõem não apenas sobre os casos de racionamento, mas cobrem também situações de redução compulsória de consumo e, ainda, programa governamental de incentivo à redução de consumo.



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