O trabalho apresenta uma discussão sobre o nível de contratação ótima dos geradores hidroelétricos participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), considerando a influência dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo (POCP). O assim denominado POCP é um conjunto de procedimentos realizados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) para proporcionar mais segurança no atendimento à carga do Sistema Interligado, sendo realizado no período de abril a novembro, durante o Programa Mensal de Operação (PMO). O gerador hidráulico, em função do despacho centralizado e normativo adotado no Brasil, dependendo da quantidade de água que aflui aos reservatórios e do consequente despacho das usinas determinado pelo ONS, fica sujeito às exposições no mercado de curto prazo, decorrentes da diferença entre os contratos de venda do gerador e o montante de garantia física (GF) alocada mensalmente após a realização do MRE. Como o POCP não está incorporado nos modelos de despacho das usinas do setor elétrico, uma alternativa de simulação foi construída e, a partir dos seus resultados, pode-se perceber a interferência do mecanismo em tela nas exposições no mercado de curto prazo e no patamar de risco incorrido. A aplicação do POCP traz um efeito líquido de redução da geração hidrelétrica, pois se diminui a possibilidade de utilizar a capacidade de regularização dos reservatórios, evitando riscos de eventual não recuperação dos reservatórios no período chuvoso. Por outro lado, o procedimento conservador hoje utilizado pode gerar um volume muito maior de vertimentos durante o período úmido, limitando a chance de recuperação financeira dos geradores hidrelétricos que tiveram sua geração reduzida no período seco devido ao despacho antecipado de termelétricas, fatalmente com rebatimentos traduzidos por exposições ao PLD. Por conta de todos os fatores de risco citados, os agentes geradores precisam ajustar sua estratégia ótima de contratação, mantendo a função objetivo de maximizar a receita, condicionado a critérios de risco, que ponderem os fatores citados. Nessa perspectiva, foi analisada a aplicação do POCP no ano de 2010 e seus impactos, além de simular a receita esperada e o risco futuro com e sem a aplicação deste mecanismo. Os resultados mostram o quanto o POCP interfere na receita esperada dos agentes, agregando maiores riscos e alterando-se o nível de contratação ótima. Sendo assim, dependendo do risco que cada agente gerador está disposto a assumir, uma revisão de seu nível de contratação torna-se imperiosa. / This work presents a discussion about the optimal level of energy contracting of the Hydroelectric Generators participants of the Energy Reallocation Mechanism, (MRE - Mecanismo de Realocação de Energia), considering the influence of Short Term Operating Procedures (POCP - Procedimentos Operativos de Curto Prazo). The POCP is a set of procedures performed by the National System Operator (ONS - Operador Nacional do Sistema) to provide more security in the Interconnected System, being carried out from April to November, during the Monthly Programme Operation (PMO - Programa Mensal de Operação). Hydro plants are subject to exposure in short-term market due to the centralized dispatch adopted in Brazil, which depends on the amount of water that flows to the reservoir and on the subsequent dispatch of plants determined by the ONS. The exposure in short-term market, arises from the difference between the Generator sales contracts and the amount of assured energy (GF - Garantia Física) monthly allocated after the MRE. As the POCP is not incorporated into the dispatch models of the electricity sector, an alternative simulation was built and, from its results, we can notice the interference of the mechanism displayed in the short-term market and in the incurred risk level. The application of the POCP brings a net reduction in hydropower generation, because it decreases the possibility of using the regularization capacity of the reservoirs, avoiding any risk of non recovery of the reservoirs during the rainy season. On the other hand, the conservative procedure used today can generate a much larger volume of spilling water during the wet season, limiting the chance of financial recovery of hydroelectric dams that had their generation reduced in the dry season due to the anticipated dispatch of thermoelectric plants, inevitably with repercussions represented by exposure to the PLD (SPOT). Considering all risk factors mentioned, the generating agents have to adjust their optimal strategy for contract level, retaining the objective function to maximize revenue, conditional to risk criteria, which consider the factors mentioned. From this perspective, we analyzed the application of the POCP in 2010 and its impacts, as well as simulated the expected revenue and the future risk with and without the application of this procedure. The results show how the POCP interferes in the expected revenue of the agents, adding greater risks and changing the optimal level of energy contracting. Thus, depending on the risk that each generating agent is willing to take, a review of their contracting level becomes imperative.

O trabalho apresenta uma discussão sobre o nível de contratação ótima dos geradores hidroelétricos participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), considerando a influência dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo (POCP). O assim denominado POCP é um conjunto de procedimentos realizados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) para proporcionar mais segurança no atendimento à carga do Sistema Interligado, sendo realizado no período de abril a novembro, durante o Programa Mensal de Operação (PMO). O gerador hidráulico, em função do despacho centralizado e normativo adotado no Brasil, dependendo da quantidade de água que aflui aos reservatórios e do consequente despacho das usinas determinado pelo ONS, fica sujeito às exposições no mercado de curto prazo, decorrentes da diferença entre os contratos de venda do gerador e o montante de garantia física (GF) alocada mensalmente após a realização do MRE. Como o POCP não está incorporado nos modelos de despacho das usinas do setor elétrico, uma alternativa de simulação foi construída e, a partir dos seus resultados, pode-se perceber a interferência do mecanismo em tela nas exposições no mercado de curto prazo e no patamar de risco incorrido. A aplicação do POCP traz um efeito líquido de redução da geração hidrelétrica, pois se diminui a possibilidade de utilizar a capacidade de regularização dos reservatórios, evitando riscos de eventual não recuperação dos reservatórios no período chuvoso. Por outro lado, o procedimento conservador hoje utilizado pode gerar um volume muito maior de vertimentos durante o período úmido, limitando a chance de recuperação financeira dos geradores hidrelétricos que tiveram sua geração reduzida no período seco devido ao despacho antecipado de termelétricas, fatalmente com rebatimentos traduzidos por exposições ao PLD. Por conta de todos os fatores de risco citados, os agentes geradores precisam ajustar sua estratégia ótima de contratação, mantendo a função objetivo de maximizar a receita, condicionado a critérios de risco, que ponderem os fatores citados. Nessa perspectiva, foi analisada a aplicação do POCP no ano de 2010 e seus impactos, além de simular a receita esperada e o risco futuro com e sem a aplicação deste mecanismo. Os resultados mostram o quanto o POCP interfere na receita esperada dos agentes, agregando maiores riscos e alterando-se o nível de contratação ótima. Sendo assim, dependendo do risco que cada agente gerador está disposto a assumir, uma revisão de seu nível de contratação torna-se imperiosa. / This work presents a discussion about the optimal level of energy contracting of the Hydroelectric Generators participants of the Energy Reallocation Mechanism, (MRE - Mecanismo de Realocação de Energia), considering the influence of Short Term Operating Procedures (POCP - Procedimentos Operativos de Curto Prazo). The POCP is a set of procedures performed by the National System Operator (ONS - Operador Nacional do Sistema) to provide more security in the Interconnected System, being carried out from April to November, during the Monthly Programme Operation (PMO - Programa Mensal de Operação). Hydro plants are subject to exposure in short-term market due to the centralized dispatch adopted in Brazil, which depends on the amount of water that flows to the reservoir and on the subsequent dispatch of plants determined by the ONS. The exposure in short-term market, arises from the difference between the Generator sales contracts and the amount of assured energy (GF - Garantia Física) monthly allocated after the MRE. As the POCP is not incorporated into the dispatch models of the electricity sector, an alternative simulation was built and, from its results, we can notice the interference of the mechanism displayed in the short-term market and in the incurred risk level. The application of the POCP brings a net reduction in hydropower generation, because it decreases the possibility of using the regularization capacity of the reservoirs, avoiding any risk of non recovery of the reservoirs during the rainy season. On the other hand, the conservative procedure used today can generate a much larger volume of spilling water during the wet season, limiting the chance of financial recovery of hydroelectric dams that had their generation reduced in the dry season due to the anticipated dispatch of thermoelectric plants, inevitably with repercussions represented by exposure to the PLD (SPOT). Considering all risk factors mentioned, the generating agents have to adjust their optimal strategy for contract level, retaining the objective function to maximize revenue, conditional to risk criteria, which consider the factors mentioned. From this perspective, we analyzed the application of the POCP in 2010 and its impacts, as well as simulated the expected revenue and the future risk with and without the application of this procedure. The results show how the POCP interferes in the expected revenue of the agents, adding greater risks and changing the optimal level of energy contracting. Thus, depending on the risk that each generating agent is willing to take, a review of their contracting level becomes imperative.