Universidade de Brasília - UnB Faculdade UnB Gama - FGA Curso de Engenharia de Energia

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1 1 Universidade de Brasília - UnB Faculdade UnB Gama - FGA Curso de Engenharia de Energia O IMPACTO FINANCEIRO NAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA A PARTIR DA MIGRAÇÃO DE CONSUMIDORES ESPECIAIS PARA O AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE Autor: Paulo Vinícius Moura Coelho Orientador: Paula Meyer Soares Co-orientador: Fernando Paiva Scardua Brasília, DF 2016

2 2 PAULO VINÍCIUS MOURA COELHO O IMPACTO FINANCEIRO NAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA A PARTIR DA MIGRAÇÃO DE CONSUMIDORES ESPECIAIS PARA O AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE Monografia submetida ao curso de graduação em Engenharia de Energia da Universidade de Brasília, como requisito parcial para obtenção do Título de Bacharel em Ennharia de Energia. Orientador: Prof.ª Dra. Paula Meyer Soares. Co-Orientador: Prof. Dr. Fernando Paiva Scardua. Brasília, DF 2016

3 3 CIP Catalogação Internacional da Publicação* Moura Coelho, Paulo Vinícius. O Impacto Financeiro nas Distribuidoras de Energia a Partir da Migração de Consumidores Especiais para o Ambiente de Contratação Livre / Paulo Vinícius Moura Coelho. Brasília: UnB, p. : il. ; 29,5 cm. Monografia (Graduação) Universidade de Brasília Faculdade do Gama, Brasília, Orientação: Paula Meyer Soares. 1. Sobrecontratação de energia. 2. Migração de consumidores. 3. MP nº Tarifa de Energia. I. Soares, Paula Meyer. II. O Impacto Financeiro nas Distribuidoras de Energia a Partir da Migração de Consumidores Especiais para o Ambiente de Contratação Livre CDU Classificação

4 4 O IMPACTO FINANCEIRO NAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA A PARTIR DA MIGRAÇÃO DE CONSUMIDORES ESPECIAIS PARA O AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE Paulo Vinícius Moura Coelho Monografia submetida como requisito parcial para obtenção do Título de Bacharel em Engenharia de Energia da Faculdade UnB Gama - FGA, da Universidade de Brasília, em / / apresentada e aprovada pela banca examinadora abaixo assinada: Prof. Doutor: Paula Meyer, UnB/ FGA Orientador Prof. Doutora: Fernando Scardua UnB/ FGA Co-orientador Mestre: Paulo Coutinho Membro Convidado Brasília, DF 2016

5 5 AGRADECIMENTOS Aos meus familiares, por terem me apoiado durante a época em que decidi fazer curso pré-vestibular e todos esses anos em que venho me esforçando para me tornar engenheiro pela na Universidade de Brasília. Aos meus avós, pelo suporte e motivação em querer fazer parte dessa minha conquista. A todos os professores, da Universidade de Brasília que contribuíram de alguma maneira para o meu sucesso. Ao Tribunal de Contas da União, que me proporcionou uma visão ampla sobre a complexidade do setor elétrico brasileiro e me auxiliou durante este trabalho.

6 6 RESUMO O presente trabalho tem como objetivo fazer análises acerca dos acontecimentos que levaram as distribuidoras de energia do Brasil a ficarem sobrecontratadas e das falhas regulatórias que permitiram o aumento disso a partir da migração de consumidores especiais do Ambiente de Contratação Regulado (ACR) para o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Entre as causas da ampliação da migração de consumidores estão: a adoção de novos mecanismos de aversão ao risco nos modelos de despacho de energia que acrescentaram mais térmicas na operação do Sistema Interligado Nacional (SIN); a edição da Medida Provisória nº 579 que desestabilizou o setor elétrico; o constante acréscimo de custo na tarifa de energia; e o custo baixo dessa no ACL, onde os agentes negociam livremente seus contratos. Palavras-chave: sobrecontratação de energia; migração de consumidores; MP 579; tarifa de energia.

7 7 ABSTRACT The object of this paper is to make analysis about the events that led the electricity distribution companies from Brazil to be over contracted and the regulatory failures that allowed its growth from the migration of special consumers from Regulated Contracting Environment to Free Contracting Environment. The causes of the consumers migration increment were: the adoption of new risk aversion mechanisms in the energy dispatch models that added more thermoelectric into the operation of the Nacional Interconnected System;the edition of the Provisional Measure nº 579 that destabilized the electrical sector; the constant cost addition on the price of electricity; and the low cost of it at the Free Contracting Environment, where agents freely negotiate their contracts. Key-words: overcontracting of energy; consuers migration; MP 579; price of electricity.

8 8 ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico EPE Empresa de Pesquisa Energética NMSE Novo Modelo do Setor Elétrico LISTA DE SIGLAS CHESF Companhia Hidro Elétrica do São Francisco BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social IUEE Imposto Único de Energia Elétrica PND Plano Nacional de Desestatização PIE Produtor Independente de Energia ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica MAE Mercado Atacadista de Energia SIN Sistema Interligado Nacional ACR Ambiente de Contratação Regulada ACL Ambiente de Contratação Livre MCSD Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits VR Valor de Referência CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CGH Central de Geração Hidrelétrica PCH Pequena Central Hidrelétrica UHE Usina Hidroelétrica de Energia BIG Banco de Informações de Geração MWh Megawatt-hora PMO Programa Mensal da Operação EAR Energia Armazenada OPHS Acompanhamento Diário da Operação Hidroenergética do Sistema Interligado Nacional MWméd Megawatt-médio %EARmáx Porcentagem de Energia Armazenada máxima

9 9 ENA Energia Natural Afluente %MLT Porcentagem da Média de Longo Termo MRE Mecanismo de Realocação de Energia CMO Custo Marginal de Operação PLD Preço de Liquidação das Diferenças MCP Mecado de Curto Prazo CVU Custo Variável Uniforme ESS Encargo de Serviço do Sistema CEPEL Centro de Pesquisa de Energia Elétrica CAR Curva de Aversão ao Risco POCP Procedimentos Operativos de Curto Prazo CVaR Conditional Value at Risk

10 10 LISTA DE FIGURAS Figura 1 - Principais agentes do setor elétrico e suas atribuições Figura 2 - Percentual de participação na matriz energética brasileira por fonte de energia Figura 3 - Custos da operação em um sistema hidrotérmico Figura 4 - Energia armazenada em diferentes regiões Figura 5 - Energia Natural Afluente separada por regiões Figura 6 - Limites de intercâmbio entre os subsistemas do SIN Figura 7 - Geração térmica divulgada na 3ª Semana Operativa de Agosto de Figura 8 - CMO do mês de Agosto/2015 em valores médios semanais Figura 9 - Evolução do PLD e do CMO na região SE/CO em Figura 10 - Influência que a ENA possui em cima do CMO na região SE/CO Figura 11 - Evolução dos preços de curto prazo (PLD) e os Encargos de Serviços do Sistema gerados a partir dos mecanismos de aversão ao risco utilizados Figura 12 - Curva Bianual de Aversão ao Risco (CAR) da Região Sudeste/Centro-Oeste 2013/ Figura 13 - Sequência de fatos decorrente da adoção do mecanismo de aversão ao risco CAR e POCP Figura 14 - Diferenças entre os mecanismos POCP e CVaR e a inclusão dos parâmetros α e λ Figura 15 - Despachos térmicos dentro e fora da ordem de mérito em Figura 16 - Despacho térmico dentro e fora da ordem de mérito em Figura 17 - Os agentes do Setor Elétrico Brasileiro Figura 18 - Participação da indústria de transformação no PIB, em % Figura 19 - Evolução da Tarifa Média Industrial e Residencial no Brasil Figura 20 - Contratos de energia existente e Cotas de Garantia Física Figura 21 - Tarifa Média Industrial no Brasil Figura 22 - Tarifa Média Residencial no Brasil Figura 23 - Prazo de entrega para os diversos tipos de leilões Figura 24 - Evolução do preço do MWh em leilões A Figura 25 - Evolução do preço do MWh em leilões A Figura 26 - Evolução do PLD na região Sudeste/CO entre 2013 e Figura 27 - Evolução do preço da energia em leiloes de Energia de Reserva

11 11 Figura 28 - Participação dos agentes do setor elétrico no tarifa de energia Figura 29 - Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Fator X Figura 30 - Resumo da Composição da Tarifa Figura 31 - Evolução da participação da carga no ACL e ACR Figura 32 - Preço da energia incentivada no longo prazo no ACL Figura 33 - Redução na tarifa média na migração do ACR para o ACL com preço a longo prazo Figura 34 - Evolução dos Consumidores Especiais no ACL Figura 35 - Evolução da contratação de energia das distribuidoras do Sudeste Figura 36 - Evolução do número de consumidores no ACL Figura 37 - Evolução do número de consumidores no ACL em Figura 38 - Participação regional no consumo de energia no ACL Figura 39 - Consumo da Região Sudeste no ACL Figura 40 - Consumo no ACL dos consumidores livres e especiais Figura 41 - Variação por Tipo de Consumidor no ACL Figura 42 - Distinção da variação de consumo dos consumidores livres no ACL Figura 43 - Distinção da variação de consumo dos consumidores especiais no ACL

12 12 LISTA DE TABELAS Tabela 1 Principais acontecimentos da Reforma do Modelo dos Anos Tabela 2 Participação percentual por fontes na matriz energética brasileira Tabela 3 - Valores de Custo do Déficit Tabela 4 - Novos parâmetros alfa e lâmbda a partir de maio de Tabela 5 - Venda no curto prazo das geradoras que não aderiram à MP Tabela 6 - Financiamentos para a Conta ACR Tabela 7 - Projeção da demanda de energia para Tabela 8 - Características dos consumidores do ACL Tabela 9 - Características das diferentes modalidades de MCSD Tabela 10- Distinção de aumento e redução de consumo para os consumidores especiais em MWh no Brasil Tabela 11 - Custo médio dos contratos de compra de energia incentivada de empresas que mais sofreram com a migração

13 13 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO OBJETIVOS OBJETIVO GERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS REVISÃO BIBLIOGRÁFICA O Novo Modelo do Setor Elétrico (NMSE) A Reforma dos Anos Crise de Racionamento de Energia em Novo Modelo do Setor Elétrico (NMSE) A Matriz Energética Brasileira Sistemas Termoelétricos Sistemas Hidroelétricos Sistemas Hidrotérmicos e o Planejamento da Operação Despacho de Energia Térmica Custo Marginal de Operação (CMO) e Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) Mecanismos de Aversão ao Risco Contextualização da Medida Provisória nº 579 e seus impactos no setor elétrico Comercialização de Energia no Brasil Ambiente de Contratação Regulada (ACR) METODOLOGIA RESULTADOS E DISCUSSÃO CONCLUSÃO REFERÊNCIAS... 61

14 1 1. INTRODUÇÃO O aproveitamento dos recursos naturais presentes no Brasil torna sua matriz energética uma das mais limpas do mundo. Quase 65% de toda a energia elétrica produzida no país advém de usinas hidroelétricas, enquanto aproximadamente 30% de termoelétricas, caracterizando o segmento de geração como um sistema hidrotérmico de produção de energia. Com a criação do Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro, a gestão e operação da energia que alimenta o Sistema Interligado Nacional (SIN) é de responsabilidade do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), fazendo com que o despacho de energia elétrica seja centralizado, de modo a atender 100% da carga do SIN. Para o suprimento do aumento da carga do SIN, ou seja, para a expansão da geração de energia do setor elétrico, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) se encarrega de fazer os estudos e prospectar novos empreendimentos para cumprir tal finalidade. Uma vez identificados, estes empreendimentos serão concedidos às empresas ou às sociedades de propósito específico que ofertarem menor tarifa nos leilões realizados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Conforme o contrato de concessão, o vencedor tem direito de explorar, dependendo do empreendimento, por um período de 15 a 35 anos. Em 2001, devido a uma hidrologia desfavorável, os reservatórios de grandes hidrelétricas alcançaram níveis que resultaram em um racionamento de energia elétrica em todo o país. Como consequência, o ONS passou a adotar mecanismos de aversão ao risco 1 nos modelos de despacho de energia NEWAVE/DECOMP para prevenir que os reservatórios deplecionassem. Uma das alternativas foi aumentar o despacho térmico de energia no SIN e garantir maior estabilidade ao sistema e permitir a recuperação dos reservatórios, entretanto, como as usinas termelétricas são mais caras em relação às hidrelétricas, a tarifa de energia elétrica vem aumentando gradativamente. O ano de 2012 foi um marco para o setor elétrico, sendo considerado, por alguns especialistas, como o 11 de setembro do setor visto uma série de ações do governo que resultaram na edição da Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, posteriormente convertida na Lei nº , de 11 de janeiro de Mecanismos de aversão ao risco surgiram para dar maior ponderação à ocorrência de séries hidrológicas mais severas (muito secas). 1

15 2 A MP nº 579 surgiu com o objetivo de fomentar o crescimento econômico e industrial do país a partir da redução artificial de 20%, em média, no preço da tarifa de energia. Os meios utilizados para tal foram a redução de encargos cobrados na tarifa de energia e a antecipação das renovações das concessões de empreendimentos que estavam para vencer entre 2015 e Com o novo contrato de concessão, o preço da geração de energia, que era em torno de R$ 120,00 e R$180,00 MWh, passou a ser aproximadamente R$ 30,00 o MWh. Além disso, a MP obrigava as distribuidoras a adquirir contratos chamados de Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGFs) das concessões que aderissem às novas regras de comercialização. Como resultado as distribuidoras se tornaram menos flexíveis quanto à gestão eficiente de contratação de energia, e o risco hidrológico, que antes era do agente gerador, passou a ser assumido pelo consumidor. Por outro lado, a MP nº 579 foi adotada em um momento de baixa capacidade dos reservatórios e o país passava por anos com hidrologias desfavoráveis, ou seja, com baixa quantidade de chuvas, quando comparado com as séries históricas. O governo incentivou o consumo quando na verdade deveria ter racionado energia. Consequentemente, com o aumento do consumo e a falta de chuvas, os reservatórios atingiram níveis críticos e as térmicas tiveram que ser acionadas quase que em capacidade total. O Tribunal de Contas da União (TCU) fez uma análise dos impactos da MP 579 nas tarifas de energia e verificou que a redução artificial imposta pelo governo em 2012 foi superada já no ano de 2014, todavia, os recursos utilizados para essa redução serão cobrados até 2020 por meio da criação da Conta ACR (RÊGO, 2014). A insatisfação com a elevação da tarifa de energia no Ambiente de Contratação Regulado (ACR), onde os consumidores são dependentes da contratação de energia por parte das distribuidoras, e a previsão de aumento dessa até 2020 fez com que muitos consumidores iniciassem processo de migração para o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Nesse ambiente de contratação o consumidor, chamado de consumidor livre, pode negociar livremente o preço da energia com o gerador por meio de contratos bilaterais. Segundo a ABRACEEL, em 2016 os consumidores que migram para o ACL podem reduzir em até 36% sua tarifa de energia (ABRACEEL, 2016). De janeiro a agosto de 2016, o número de consumidores no ACL expandiu 57,2%. Como comparativo, taxa similar de 59,34% foi observada entre os anos de 2012 a Com 2

16 3 o aumento do acesso à informação e de acordo com a legislação vigente, a ABRACEEL estima que o atual potencial do mercado ACL pode evoluir de 27% para 48% da carga do SIN (ABRACEEL). Diante do contexto supracitado e da crise econômica pela qual o Brasil vem passando, surge um novo problema em 2016: a sobrecontratação de energia no SIN. Através Por meio de projeções de mercado, as distribuidoras contratam energia para atender o aumento da demanda nos próximos anos mediante financiamento de empreendimentos de geração. Uma vez que há uma retração de mercado, ou redução da demanda, que não estava prevista nas projeções, há um lastro de energia contratada superior à carga do SIN, que é chamado de sobrecontratação de energia. Atualmente, as distribuidoras do Brasil estão, em média, 13% sobrecontratadas (LUDO, 2016). A migração de consumidores cativos para o ACL, em tese, poderia elevar o nível de sobrecontratação das distribuidoras, mas a existência do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) permite que a distribuidora reduza ou cancele os contratos de energia firmados com o gerador para atender ao consumidor que porventura migrar para o ACL. Um problema constatado ao estudar o MCSD foi que este mecanismo não protegia as distribuidoras da migração dos consumidores especiais para o ACL, logo intensificou o quadro de sobrecontratação decorrente da redução da demanda. 3

17 4 2. OBJETIVOS 2.1. OBJETIVO GERAL O presente trabalho tem como objetivo explicar os acontecimentos que fizeram o Ambiente de Contratação Livre se tornar mais atrativo que o Ambiente de Contratação Regulada assim como quantificar o prejuízo que a migração dos consumidores especiais causaram para as distribuidoras de energia do Brasil a partir da migração de mercado no período de agosto de 2015 a agosto de 2016, visto que houve aumento da migração em OBJETIVOS ESPECÍFICOS - Explicar o funcionamento dos diferente segmentos do setor elétrico como geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia; - Explicar o modelo de despacho de energia realizado pelo ONS e os novos mecanismos de aversão ao risco que culminaram para o preço da tarifa e criação da Conta ACR; - Apresentar o impactos da Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, no setor elétrico; - Desenvolver o conceito de sobrecontratação de energia e a regulação vigente no setor a respeito; - Mostrar as medidas que estão sendo tomadas pelos órgãos e agências para reduzir os impactos da sobrecontratação de energia no Brasil. 4

18 5 3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA Este capítulo tem por objetivo contextualizar o leitor sobre os temas abordados no trabalho. Preliminarmente, apresenta-se os principais agentes do setor elétrico que surgiram com a adoção do Novo Modelo do Setor Elétrico em Em seguida é apresentado as principais fontes energéticas do Brasil e as características operação do Sistema Interligado Nacional. Por fim será abordado o tema de contratação e sobrecontratação de energia O Novo Modelo do Setor Elétrico (NMSE) Para melhor compreender o setor elétrico brasileiro atual, é importante fazer uma contextualização acerca do modelo anterior e as principais mudanças ocorridas que culminaram para o Novo Modelo do Setor Elétrico (NMSE) em A Reforma dos Anos 1990 No início da década de 1990, diversos movimentos em outros países eram favoráveis a reduzir a intervenção do Estado nas atividades econômicas e deixá-lo apenas na atividade de regulação. A ideia era promover a entrada de empresas privadas no setor elétrico e privatizações das empresas já existentes, tornando o sistema mais eficiente e o mercado competitivo (TOLMASQUIM, 2011). Essa competição entre os mercados seria possível a partir da desverticalização das empresas que faziam parte do setor elétrico: geradores e comercializadores agiriam sob livre contratação de energia, enquanto as transmissoras e distribuidoras estariam sob regulação (TOLMASQUIM, 2011). seguir: Os marcos dessa Reforma do Modelo dos Anos 1990 estão listados na Tab. (1) a Tabela 1 Principais acontecimentos da Reforma do Modelo dos Anos ANO PRINCIPAIS ACONTECIMENTOS 1990 Lei n 8.031/1990: lançamento do Plano Nacional de Desestatização (PND) 1993 Lei n 8.631/1993: extingue a equalização de tarifas entre as empresas e torna obrigatório contratos de suprimento entre geradores e distribuidores Lei Geral de Concessões de Serviços Públicos: estabelece que os concessionários façam reajustes e revisões tarifárias para equilíbrio de caixa. Criação do Produtor Independente de Energia (PIE) Lei n 9.427/1996: instituição da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que fica responsável por regular e fiscalizar geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. Contratação da companhia Coopers Ԑt Lybrand (CԐtL) encarregada de traçar o 5

19 6 novo modelo so setor elétrico visto que havia feito este mesmo trabalho na Inglaterra, que era caracterizada por um mercado sem regulação Criação do Mercado Atacadista de Energia (MAE), incubido a cuidar da livre comercialização de energia entre geradores e consumidores do Sistema Interligado Nacional (SIN); estabelece o custo marginal de operação do sistema. Criação do Operador Nacional do Sistema (ONS), que centralizava os despachos de energia; opera de forma neutra e sob supervisão da ANEEL Lei n 9.648/1998: estabeleceu a livre negociação na compra e venda de energia entre concessionários, permissionários e autorizados. Fonte: (TOLMASQUIM, 2011) Crise de Racionamento de Energia em 2001 A partir da falta de regulação do setor elétrico, ficou evidente que as estatais não tinham fundos suficientes para investimentos na expansão de energia, assim como também não havia a presença de empresas privadas no setor que pudessem cumprir esse papel de investidor. Além disso, obras de geração e transmissão não entraram no prazo determinado e houve escassez de chuvas, que culminou para o deplecionamento dos reservatórios existentes; e verificou-se que os principais órgãos setoriais como ANEEL, ONS e MAE não estavam atuando de maneira sistêmica, não sendo possível identificar a crise (TOLMASQUIM, 2011). Em virtude dos fatos mencionados, ficou evidente que o modelo que estava sendo proposto para o setor elétrico ainda precisava passar por melhorias para superar a crise. O aprendizado com a crise de racionamento derivou na criação de um novo modelo para o setor elétrico Novo Modelo do Setor Elétrico (NMSE) O Novo Modelo do Setor Elétrico teria como principal objetivo modificar e reorganizar aspectos institucionais, contratuais, de planejamento e de financiamento do setor elétrico, visto que as mudanças ocorridas no modelo anterior não foram suficientes para tornar o Estado eficiente em suas funções (TOLMASQUIM, 2011). Cabe aqui destacar o marco regulatório do Novo Modelo (PLANALTO, 2004): Decreto Nº 5.081, de 14 de maio de 2004: Criação do ONS, que se torna responsável pela coordenação e controle da operação da geração e transmissão do SIN, sob a fiscalização da ANEEL; Decreto Nº 5.163, de 30 de julho de 2004: regulamentação a comercialização de energia elétrica, criando dois ambientes de contratação de energia: Ambiente de 6

20 7 Contratação Regulada (ACR), cujos contratos de compra e venda de energia entre geradoras e distribuidoras deveriam ser precedidos de licitação; e Ambiente de Contratação Livre (ACL), onde os contratos seriam bilaterais livremente negociados; Decreto Nº 5.177, de 12 de agosto de 2004: cria a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que sobrepôs o MAE de forma a assegurar o comércio de energia no SIN; Decreto Nº 5.184, de 16 de agosto de 2004: Criação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada ao Ministério de Minas e Energia, com as atribuições de execução dos estudos de planejamento energético; Decreto Nº 5.175, de 9 de agosto de 2004: Criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) sob coordenação direta do Ministério de Minas e Energia (MME) e responsável pelo monitoramento das condições de atendimento e implementação de providências para garantir o suprimento energético; Atração de investimentos a partir de da promoção da segurança jurídica e estabilidade regulatória. Em consequência da criação de novos órgãos, torna-se interessante explicitar, a partir da Fig. (1) como cada órgão se dispõe dentro da cadeia hierárquica do setor elétrico. Já o Anexo I traz maiores informações a respeito das atribuições de cada órgão. Fonte: (CCEE, 2005) Figura 1 - Principais agentes do setor elétrico e suas atribuições. 7

21 A Matriz Energética Brasileira O Brasil é o país que apresenta a matriz energética mais renovável do mundo. Devido às grandes áreas férteis que podem ser usadas para plantar biocombustíveis, bacias hidrográficas que permitem a construção de hidroelétricas, boa concentração de ventos no litoral e excelente incidência solar, aproximadamente 79,3% de toda a energia consumida é de origem renovável, enquanto em países industrializados esse número cai para 24% (BRASIL, 2016). Embora o Brasil esteja investindo consideravelmente nas energias procedentes de fonte solar e eólica, como pode ser visto nos últimos Leilões de Reserva promovidos pela ANEEL, estas duas fontes representam uma parcela ainda pequena na produção de energia elétrica quando comparadas com as fontes hídrica e térmica, que representam juntas aproximadamente 94% do total (BIG, 2016). A Tab. (2) e a Fig. (2) mostram os empreendimentos de geração e o percentual de cada fonte, respectivamente, na matriz energética brasileira para produção de energia elétrica. É notório a participação das fontes hídricas (CGH, PCH e UHE) e da geração térmica, caracterizando o sistema elétrico brasileiro como sendo um sistema hidrotérmico. Tabela 2 Participação percentual por fontes na matriz energética brasileira.. FONTE QUANTIDADE EMPREENDIMENTOS EM OPERAÇÃO POTÊNCIA OUTORGADA (kw) POTÊNCIA FISCALIZADA (kw) Fóssil ,61 Biomassa ,54 Nuclear ,36 Hídrica ,59 Eólica ,89 Solar ,02 Total % 8

22 9 Fonte: Banco de Informações de Geração (BIG), Eólica 6% Solar 0% Potência (%) Fóssil 19% Hídrica 65% Biomassa 9% Nuclear 1% Figura 2 - Percentual de participação na matriz energética brasileira por fonte de energia. Fonte: Aneel, Elaboração própria Sistemas Termoelétricos Um sistema termoelétrico é composto por usinas térmicas de biomassa (ou cogeração), combustíveis fósseis, carvão, óleo, gás e nuclear. Embora um sistema termoelétrico possa ser considerado confiável, pois depende apenas do fornecimento de combustível, ele possui elevado custo. Usinas térmicas que utilizam óleo diesel podem chegar a mais de R$ 1000/MWh como é o caso das UTEs Brasília e Xavantes, que possuem Custo Variável Unitário (CVU) de R$ 1047/MWh e R$ 1173/MWh, respectivamente (CLAST, 2016). Tendo em vista que as usinas possuem fontes de energia diferentes, e que cada fonte possua um custo específico, o operador de um sistema termoelétrico, do ponto de vista econômico, tende a minimizar o somatório das funções de custo de cada usina: (1) Onde: : Função objetivo de minimização de custo total; : Custo das usinas térmicas 1,2,..., N. Uma observação interessante sobre um sistema termoelétrico é que se considera o suprimento de combustível interminável. Ou seja, do ponto de vista do operador, ele não deve se preocupar com a falta de combustível no futuro, logo sua única preocupação é o custo da operação para o suprimento energético. Portanto, à medida que a demanda vai aumentando, o operador segue a lógica de entrar com as usinas em ordem crescente de custo. 9

23 Sistemas Hidroelétricos Um sistema hidroelétrico é composto por usinas hidroelétricas que podem ser classificadas de dois tipos: usina a fio d água e usina com reservatórios. A primeira possui pouca ou quase zero capacidade de regularização, ou seja, a maior parte da água que chega na usina tem que ser direcionada para as turbinas geradoras, e caso o nível de água atinja seu máximo, a água deve ser vertida por meio de vertedouros. Já as usinas com reservatórios tem como objetivo regular a vazão do rio e as usinas a jusantes. O operador do sistema opta por elevar os reservatórios no período úmido e utilizá-lo no período seco. Portanto, usinas com reservatórios fornecem maior confiabilidade para o sistema. Embora usinas com reservatórios imputem maior confiança no sistema do ponto de vista operacional devido à regularização de vazões, os reservatórios alagam grandes áreas que normalmente são reservas florestais ou estão sendo habitadas, sendo necessário a realocação da população local. Segundo Omar Alves Abbud, consultor legislativo no Senado, o não aproveitamento dos recursos hídricos a partir de usinas com reservatórios é um grande erro que a atual política do Brasil vem fazendo nos últimos tempos. Ele afirma que para cada usina a fio d água instalada deve-se construir uma usina térmica para compensar eventuais hidrologia desfavorável. Quando comparado com sistemas termoelétricos, o sistema hidroelétrico é menos confiável visto que sua fonte de energia (água) é um recurso que depende de variáveis como chuva, temperatura e uso múltiplo da água. Entretanto possui baixo custo visto que o valor presente é quase nulo Sistemas Hidrotérmicos e o Planejamento da Operação A partir da Fig.(2) é possível observar que a matriz energética do Brasil é composta principalmente pelas fontes hídricas (64,59%) e térmicas (29,51%), totalizando 94,1% da produção de energia, caracterizando o sistema elétrico como hidrotérmico (BIG, 2016). A partir da configuração do sistema e dos recursos disponíveis, o operador de um sistema hidrotérmico tem de assegurar confiabilidade de atendimento a carga associada ao menor custo possível. O dilema enfrentado pelo Operador Nacional do Sistema é saber se utiliza a água contida nos reservatórios no tempo presente ou opta por utilizá-la no futuro. Admite-se que o valor presente da água é quase nulo, enquanto o valor de se acionar uma térmica irá depender 10

24 11 principalmente do tipo de combustível utilizado. Portanto, o objetivo do operador é minimizar o custo de geração. Caso o ONS decida utilizar a água contida nos reservatórios no tempo presente, ele irá atingir sua meta a um custo quase zero. Entretanto no futuro, quando os reservatórios estiverem vazios, ele terá de acionar as térmicas, tornando a operação dispendiosa. Sendo assim, é possível traçar um gráfico como o da Fig. (3), que representa o custo futuro 2, imediato e total da tomada de decisão do operador: Figura 3 - Custos da operação em um sistema hidrotérmico. Fonte: ONS, O custo imediato pode ser interpretado como o custo do combustível necessário para o acionamento das térmicas, enquanto o custo futuro representa o valor da água no futuro. A forma para se chegar a um menor custo da operação é igualar o valor presente da água com a usina térmica acionada que apresenta custo mais caro. Entretanto, saber o valor da água no futuro se torna uma questão complexa devido à dimensão do SIN e à imprevisibilidade de algumas variáveis como: carga do sistema, crescimento econômico e as afluências, que de fato abastecerão os reservatórios com água. Por apresentar um elevado grau de incerteza, a previsão das afluências é baseado no comportamento estatístico do histórico das afluências nas diversas bacias hidrográficas do Brasil desde A partir deste histórico é possível retirar alguns indicadores estatísticos como: (ONS, 2015) Média; Desvio padrão; 2 Custo operativo futuro da operação decorrentes das tomadas de decisões no presente. 11

25 12 Correlação Temporal (que indica quanto um evento depende do que ocorreu anteriormente) Correlação Espacial (que indica o quanto um evento em um local depende do que está acontecendo em outro local) O ONS possui modelos de despacho que separa o planejamento da operação em diferentes intervalos de tempo: longo, médio, curto e curtíssimo prazo (CEPEL, 2016). Modelo NEWAVE (longo e médio prazo): consiste em prever a cada mês, em um horizonte de cinco anos, o custo da operação do sistema de modo que sempre haja água suficiente nos reservatórios e que a carga seja atendida ao menor custo possível; Modelo DECOMP (curto prazo): possibilita enxergar o sistema semanalmente com menos incertezas quando comparado ao NEWAVE, diminuindo seu período de planejamtento de duas a seis semanas; Modelo DESSEM (curtíssimo prazo): o horizonte do planejamento da operação corresponde a uma semana com operações de despacho individual de energia para cada usina a cada meia hora. Para cada etapa de planejamento, seja ela dividida em dias, semanas ou mês, o ONS tem que considerar qual será o menor custo da operação caso ocorra um determinado cenário. Esse cenário é caracterizado pela quantidade de afluência, total de geração hidráulica e térmica, o intercâmbio de energia entre as regiões do Brasil, visto que ele é praticamente todo interligado ao SIN, e do custo do déficit de energia (ou não atendimento da carga). Quanto maior for o horizonte de planejamento, maior será a incerteza de se chegar a um cenário planejado. Isso ocorre pela imprecisão de previsões das afluências em cada etapa Despacho de Energia Térmica A quantidade de energia a ser despachada proveniente de usinas térmicas será determinada pelos modelos utilizados pelo ONS, e depende de variáveis como: atual nível dos reservatórios; da previsão de afluências; dos limites de intercâmbio entre regiões; e da carga esperada. Estas informações são consolidadas no Programa Mensal da Operação PMO. Este documento faz uma síntese das previsões das variáveis que servirão de entrada para o modelo de despacho de energia. Energia Armazenada (EAR) 12

26 13 De acordo com o documento Acompanhamento Diário da Operação Hidroenergética do Sistema Interligado Nacional OPHS, energia armazenada é definida como a energia disponível em um sistema de reservatórios, calculada a partir da energia produzível pelo volume armazenado nos reservatórios em seus respectivos níveis operativos. A unidade de medida correspondente à EAR pode ser dada em megawatt médio (MWméd) ou porcentagem da energia armazenada máxima (%EARmáx). Neste trabalho será utilizado a unidade %EARmáx. Para cada reservatório existe uma EAR correspondente, mas os modelos de despacho utilizados pelo ONS atualmente enxergam os reservatórios separados por quatro regiões: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Norte, Nordeste. Portanto, cada região citada possui uma EAR. A Fig. (4) mostra o comportamento de uma curva de EAR ao longo do ano. Figura 4 - Energia armazenada em diferentes regiões. Fonte: Elaboração própria. O gráfico mostra qual foi o comportamento das curvas de EAR em cada região em É possível perceber que nas regiões mais tropicais Norte, Nordeste, SE/CO há um período em que os reservatórios aumentam (dezembro abril) e outro em que ele diminui (maio novembro), sendo chamados de período úmido e seco, respectivamente. Já a região Sul apresenta comportamento oposto às demais regiões, o que se pode considerar vantajoso para o sistema elétrico, pois enquanto uma região sofre com a escassez de água no período seco, outra região do país pode suprir a carga com seus reservatórios (respeitando os limites de transmissão de energia entre as regiões). Energia Natural Afluente (ENA) 13

27 14 A Energia Natural Afluente, segundo o ONS, é a energia afluente a um sistema de aproveitamentos hidrelétricos, calculada a partir da energia produzível pelas vazões naturais afluentes a estes aproveitamentos, em seus níveis a 65% dos volumes úteis operativos. A ENA é considerado um dos principais indicadores para a tomada de decisão quanto ao despacho de energia térmica. A unidade correspondente à ENA pode ser em termos de MWméd ou da porcentagem da Média de Longo Termo (%MLT), referentes à série histórica de vazões desde Análogo ao que acontece com a EAR, os dados da ENA também são separados pelas mesmas regiões. O gráfico da Fig. (5) apresenta as energias naturais afluentes destas regiões no ano de 2013: Figura 5 - Energia Natural Afluente separada por regiões. Fonte: Elaboração própria. Ao contrário do que se observa no gráfico da EAR, a ENA não apresenta períodos mensais de aumento ou redução, mas pode-se dizer que a ENA é fruto das condições hidrometeorológicas e apresenta caráter oscilatório. Do ponto de vista da operação, seria interessante que a ENA fosse sempre igual ou maior que 100 %MLT, pois isto diminuiria o problema advindo da imprevisibilidade das afluências e resultaria em aumento dos reservatórios. Limites de Intercâmbio de Energia A partir dos gráficos de EAR e ENA é possível interpretar que as regiões do Brasil não apresentam sempre as mesmas condições hidrológicas, sendo necessário constante troca de 14

28 15 energia entre elas de modo a otimizar o planejamento da operação, transferindo a energia excedente de regiões com hidrologia favorável para aquelas onde a hidrologia foi desfavorável, por exemplo (CCEE, 2013). Essa troca de energia se dá através do Mecanismo de Realocação de Energia MRE, que não será aprofundado neste trabalho. Isto posto, os modelos NEWAVE e DECOMP devem utilizar o intercâmbio de energia entre os subsistemas de modo a minimizar os custos da operação. Para isso, é imprescindível a análise de previsão dos limites de intercâmbio de energia previstos para o período em questão, como mostra a Fig. (6) retirada do PMO. Estes limites são influenciados por intervenções na malha de transmissão e restrições elétricas. Figura 6 - Limites de intercâmbio entre os subsistemas do SIN. Fonte: PMO, Abril Previsão de Carga A quantia de energia a ser despachada pelo ONS é função da carga prevista para o período, visto que as distribuidoras têm que assegurar aos seus consumidores 100% da carga. A variação de carga, em geral, depende da temperatura local, que acarreta ou não o acionamento de ar condicionados; do desempenho industrial; e de atividades comerciais (ONS, 2015). 15

29 16 Potência Hidráulica Total Disponível no SIN Para cada PMO realizado, os agentes de geração informam seus respectivos cronogramas de manutenção. A compilação de todos os cronogramas resulta na disponibilidade de potência hidráulica do SIN. Uma vez conhecidos então o montante de energia armazenada, a previsão de afluências e de carga, os limites de intercâmbio de energia e a potência hidráulica disponível no SIN, o modelo de despacho gera relatórios que informam quanto de energia cada usina (hidrelétrica e térmica) deverá gerar de modo a minimizar o custo total da operação. Em se tratando de usinas térmicas, o ONS considera quatro modalidades de despacho de energia: ordem de mérito, garantia energética (ou fora da ordem de mérito), inflexibilidade e restrição elétrica. Despacho na Ordem de Mérito ou Despacho Energético O despacho na ordem de mérito de custo é aquele que apresenta valor inferior ao CMO da operação. Exemplo: se a última térmica ligada para suprir carga da região SE/CO tenha CVU de R$ 200,00 / MWh, ou seja, o CMO também corresponde a R$ 200,00 / MWh, todos as usinas que apresentarem despachos com custo abaixo deste valor estarão despachando na ordem de mérito. Despacho Fora da Ordem de Mérito ou Despacho por Segurança Energética Esse modo de despacho se refere às térmicas que apresentam CVU superior ao CMO da operação. Como no exemplo anterior, os despachos de energia de usinas com CVU maior que R$ 200,00 / MWh seriam considerados fora da ordem de mérito. O ONS utiliza esta prática com o objetivo de preservar ou aumentar os níveis dos reservatórios de água e seu custo é pago através de Encargos de Serviço do Sistema ESS. Despacho por Inflexibilidade No despacho por inflexibilidade, os agentes geradores impõem ao ONS ao final de cada ano um cronograma que apresenta quanto cada usina deverá gerar no mínimo ao longo dos próximos anos para suprir seus respectivos custos operativos ou possível indisponibilidade de combustível no futuro. 16

30 17 Despacho por Restrição Elétrica O despacho por restrição elétrica: ocorre quando há alguma restrição operativa que afeta o atendimento da demanda em um subsistema ou a estabilidade do sistema. Essas restrições operativas acarretam duas situações possíveis e também são custeados via ESS (CCEE, 2016): i. Constrained-on: a usina térmica não está programada, pois sua geração é mais cara. Entretanto, devido a restrições operativas, o ONS solicita sua geração para atender a demanda de energia do subsistema. Neste caso, o Encargo de Serviços do Sistema - ESS é usado para ressarcir a geração adicional da usina. ii. Constrained-off: a usina térmica está despachada. Entretanto, devido a restrições operativas, o ONS solicita a redução de sua geração. Neste caso, o ESS é usado para ressarcir o montante de energia não gerado pela usina. A Fig. (7) a seguir ilustra um exemplo de programação da operação térmica para a semana operativa de 15/08/2015 a 21/08/2015: Figura 7 - Geração térmica divulgada na 3ª Semana Operativa de Agosto de Fonte: PMO, Agosto Custo Marginal de Operação (CMO) e Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) O Custo Marginal de Operação pode ser identificado a partir da seguinte pergunta: uma vez atendido a carga esperada, quanto custaria ao sistema para acrescentar 1 MWh no SIN? A resposta a esta pergunta irá depender de qual recurso o ONS utilizará para atender essa demanda extra: (ONS, 2015). i. Água armazenada: caso o operador decida utilizar a água contida nos reservatórios, o CMO será correspondente ao Valor da Água; 17

31 18 ii. Geração térmica: o custo para atendimento à carga extra será o custo da última térmica ligada por ordem de mérito de custo; iii. Vertimento turbinável: supondo que todos os reservatórios estejam 100% cheios e seja necessário vertimento de água para verter a água excedente, o CMO torna-se zero; iv. Recebimento: pelo fato do sistema elétrico brasileiro ser interligado, pode ser que a energia extra a ser suprida venha a partir de outra localidade através do Mecanismo de Realocação de Energia. Sendo assim, o CMO para essa determinada região será correspondente ao CMO de onde a energia está sendo gerada; v. Corte de carga: em uma situação que haja necessidade de corte de carga, o CMO será equivalente ao custo do déficit de energia, cujo valor varia dependendo da quantidade de carga a ser cortada como mostra a Tab. (3): Tabela 3 - Valores de Custo do Déficit. PATAMARES (% DE REDUÇÃO DE CARGA RC) CUSTO DE DÉFICIT (R$/MWh) Fonte: ANEEL, 2015 A Fig. (8) é um exemplo de como o CMO é divulgado no PMO. A figura representa meramente o CMO para o mês de agosto de 2015, mas é comum que as regiões SE/CO, Norte e Sul apresentem valores aproximados de CMO uma vez que há um grande fluxo de energia entre estas regiões através do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Por outro lado é comum que a região Nordeste apresente CMO elevado devido a uma limitação existente de linhas de transmissão entre este e as demais regiões. Figura 8 - CMO do mês de Agosto/2015 em valores médios semanais. Fonte: PMO, Agosto

32 19 Já o Preço de Liquidação das Diferenças corresponde ao preço que a energia é comercializada no Mercado de Curto Prazo (MCP), ou mercado spot. Ele é calculado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica a partir das mesmas informações que o ONS utiliza para o cálculo do CMO, mas o PLD possui um preço piso e teto que são estabelecidos anualmente pela ANEEL (ONS, 2015). Atualmente o preço piso do PLD custa R$ 30,25/MWh, enquanto o teto vale R$ 422,56/MWh, que corresponde ao Custo Variável Unitário (CVU) mais elevado da usina termoelétrica a gás natural. Portanto, é possível imaginar que o comportamento do CMO e PLD sejam equivalentes no decorrer do ano, respeitando os preços piso e teto do PLD como mostra a Fig. (9). Figura 9 - Evolução do PLD e do CMO na região SE/CO em Fonte: Elaboração própria. Cabe destacar também relação entre o CMO e a ENA a partir da Fig. (10), demonstrando a forte influência que que as vazões têm em cima do CMO: 19

33 20 Figura 10 - Influência que a ENA possui em cima do CMO na região SE/CO. Fonte: Elaboração própria Mecanismos de Aversão ao Risco O despacho de energia térmica é influenciado principalmente pela ENA esperada para a semana operativa. Uma vez que a hidrologia pode não apresentar comportamentos como o esperado, ou seja, uma hidrologia desfavorável com pouca ocorrência de chuvas, é necessário que o Operador Nacional do Sistema utilize mecanismos para evitar que os reservatórios deplecionem, podendo acarretar em um corte de carga, que gera ônus para o consumidor de energia. O resultado desses mecanismos é o acionamento de térmicas para gerar energia fora da ordem de mérito de custo. O valor dessa operação para garantir a segurança energética é repassado aos consumidores via Encargos de Serviço do Sistema (ESS). De acordo com a empresa de consultoria muito renomada no setor de energia PSR: O ESS pode ser visto como uma quantificação econômica da defasagem entre a lógica do Operador e do modelo computacional. Dado que os preços de curto prazo são calculados com base no modelo computacional, o ESS também é uma medida da ineficiência/ineficácia dos sinais econômicos que resulta desta defasagem. (Energy Report nº 112, pág 5) Desde o racionamento de energia em 2001, o Centro de Pesquisa de Energia Elétrica (CEPEL) do grupo Eletrobrás vem investindo em pesquisas que aperfeiçoem esses mecanismos de aversão ao risco. A Fig. (11) mostra o histórico dos mecanismos adotados: Curva de Aversão ao Risco (CAR), Procedimentos Operativos de Curto Prazo (POCP) e Conditional Value at Risk (CVaR), o PLD e os ESSs correspondentes: Figura 11 - Evolução dos preços de curto prazo (PLD) e os Encargos de Serviços do Sistema gerados a partir dos mecanismos de aversão ao risco utilizados. Fonte: PSR,

34 21 Curva de Aversão ao Risco (CAR) O mecanismo da Curva de Aversão ao Risco, utilizada até o ano de 2008, fazia uso de curvas mínimas de %EAR que deveriam ser alcançadas para evitar que houvesse déficit de energia mesmo considerando a pior previsão de afluências para os próximos períodos operativos como mostra a Fig. (12) (PSR, 2016). Caso a percentagem de energia armazenada nos reservatórios ultrapassasse o nível estipulado pela CAR, haveria o acionamento de térmicas até que a %EAR voltasse à situação aceitável. Apenas no início de 2008, devido ao atraso da estação úmida, foi necessário o acionamento de térmicas para segurança energética (SILVA, 2012). Figura 12 - Curva Bianual de Aversão ao Risco (CAR) da Região Sudeste/Centro-Oeste 2013/2014. Fonte: ONS, Procedimentos Operativos de Curto Prazo (POCP) Os Procedimentos Operativos de Curto Prazo surgiram de modo a antecipar os despachos térmicos previstos para ultrapassagem da CAR, alegando que a ultrapassagem de níveis estabelecidos na CAR geram medidas adicionais ao despacho térmico como relaxamento dos critérios de segurança elétrica e de uso múltiplo da água (ONS, 2008). Desse modo, os POCP eram mecanismos suplementares ao mecanismo da CAR, e que foram utilizados até setembro de O problema gerado pelo POCP foi que o ONS passou a despachar térmicas fora da ordem de mérito de custo (contrariando o que os modelos NEWAVE/DECOMP sugeriam) para alcançar o Nível Meta estabelecido. Como resultado, o PLD passou a não representar o verdadeiro custo da operação. Além disso, esses despachos eram custeados via ESS por todos 21

35 22 os consumidores, seja este livre ou cativo. A partir do uso dos POCP, pode-se dizer que o ONS deixou de operar com o objetivo de minimizar o custo da operação: o critério adotado passou a ser físico (nível dos reservatórios)(psr, 2016). Outra consequência do uso do mecanismo de POCP que é fundamental para o desenvolvimento deste trabalho é que esse mecanismo fez com que não fosse mais interessante pensar em contratos de energia a longo prazo, visto que ele reduz o PLD artificialmente, favorecendo o mercado de curtíssimo prazo (ACL). A ausência de consumidores no ACR implica em dificuldades de financiamento de novos projetos de geração, prejudicando a expansão do Sistema, ou seja, comprometendo a eficácia dos estudos realizados pela EPE (PSR, 2016). Figura 13 - Sequência de fatos decorrente da adoção do mecanismo de aversão ao risco CAR e POCP. Fonte: Elaboração própria. Conditional Value at Risk (CVaR) ou Valor Condicionado a um Dado Risco Desde o dia 27 de agosto de 2013, os modelos NEWAVE/DECOMP passaram a internalizar os riscos de déficit de energia em seu código, sendo chamado de Conditional Value at Risk (CVaR). Em sua metodologia, esse novo mecanismo busca dar maior ponderação para os cenários com afluência menos favorável. Desse modo, a aversão ao risco passou a ser uma aversão implícita ao modelo, uma vez que se utiliza critérios físicos como armazenamento, risco de déficit, valor esperado de energia não suprida, etc, para tomada de decisões (PSR, 2016). Em outras palavras, o CVaR fez com que a função objetivo de otimização da operação deixasse de ser minimização de custo, mas sim uma combinação de valores esperados para o 22

36 23 custo operacional. Anteriormente o CMO era calculado a partir da média de dois mil cenários hidrológicos (FAUSTINO, 2014): (2) Onde:, = Matriz dos 2000 cenários hidrológicos mensais e seus CMOs = Cenário Hidrológico = mês do estudo O que o CVaR faz é dar maior ponderação aos cenários de hidrologia desfavorável, fazendo com que o CMO seja resultado de uma média ponderada dos cenários. O mecanismo utiliza o parâmetro λ para determinar o grau de ponderação destes cenários e o como a quantidade de cenários a receber esta ponderação. (3) λ = grau de ponderação dos cenários. = quantos cenários a receberem a ponderação. ( ) = custos operacionais esperados. A Fig. (14) ilustra a diferença entre os mecanismos POCP e o CVaR, onde é válido ressaltar os parâmetros α=50% e λ=25% (CEPEL, 2015). Na época de sua adoção, diversos agentes elogiaram essa medida como a mais relevante para o setor elétrico em Entretanto, recentemente em uma matéria do Canal Energia (30/03/2016), EPE e ONS começaram a ter divergências quanto aos parâmetros α e λ, pois do ponto de vista da EPE o ONS está operando o sistema de forma muito conservadora (CANAL ENERGIA, 2016). 23

37 24 Figura 14 - Diferenças entre os mecanismos POCP e CVaR e a inclusão dos parâmetros α e λ. Fonte: CEPEL, Assim, o CVaR imprime uma visão mais conservadora para o modelo, tornando o valor futuro da água mais caro, logo, como o preço da água deve ser equivalente ao CVU da térmica ligada mais cara, grande parte dos despachos que eram considerados fora da ordem de mérito passaram a ser na ordem de mérito como mostra a Fig. (15). Figura 15 - Despachos térmicos dentro e fora da ordem de mérito em Fonte: Elaboração própria. Como é possível observar no gráfico, a partir da 36ª semana operativa de 2013 (momento em que adotou-se o CVaR) os despachos fora da ordem de mérito praticamente zeraram e perduraram assim até a 19ª semana operativa de 2015 (02/05/2015), momento o qual constatou-se que o mecanismo não foi o suficiente para mitigar a crise hídrica em 2014, 24

38 25 sendo necessário a volta dos despachos fora da ordem de mérito como mostra o gráfico da Fig. (16) a seguir para aumento dos níveis dos reservatórios. Figura 16 - Despacho térmico dentro e fora da ordem de mérito em Fonte: Elaboração própria. Diante do exposto até aqui, fica claro que a operação do sistema elétrico encontra-se fragilizada visto o aumento dos despachos fora da ordem de mérito nos últimos anos e a não correspondência entre o preço comercializado pela energia e o real custa da operação. Em razão disto, diferentes agentes do setor contribuíram por meio de Audiências Públicas da ANEEL para a adoção de novos valores dos parâmetros alfa e lâmbda para maio de 2017 e a adoção de um único patamar para representação do custo de déficit de R$ 4.650,00/MWh. De acordo com matéria divulgada pela CCEE, as novas medidas farão com que o PLD médio em 2017 aumente em torno de R$ 70,00/MWh (CCEE, 2016): Alteração dos parâmetros alfa e lâmbda: Tabela 4 - Novos parâmetros alfa e lâmbda a partir de maio de Fonte: MME, Parâmetros 2013 até maio de ,50 0,25 Após maio de ,50 0, Contextualização da Medida Provisória nº 579 e seus impactos no setor elétrico A indústria de energia elétrica pode ser fragmentada em quatro segmentos: geração, transmissão, distribuição e comercialização como mostrado na Fig. (17). O segmento de geração pode ser visto como um mercado competitivo em que cada agente estabelece o preço 25

39 26 a ser comercializado pela geração do seu produto: a energia. Por outro lado os segmentos de transmissão e distribuição são considerados monopólios naturais devido à natureza e complexidade de seus serviços. A tarifa de energia elétrica deve ser suficiente para cobrir os gastos contidos nos três segmentos, assim como proporcionar investimentos no setor elétrico (CASTRO, et al). Figura 17 - Os agentes do Setor Elétrico Brasileiro. Fonte: ABRACEEL, Como já dito anteriormente, o Brasil possui matriz energética hidrotérmica cujo preço da energia, em geral, é mais barato para fontes hídricas e mais caro para fontes térmicas. Os grandes empreendimentos de geração e transmissão são resultados de contratos de concessão a partir de leilões de energia e transmissão. Os vencedores dos leilões de geração de grandes hidrelétricas anteriores a 11 de dezembro de 2003 terão prazo para amortização de investimentos limitado a 35 anos, contados a partir da data de assinatura do contrato, podendo ser prorrogados por até 20 anos, a critério do poder concedente. Já na transmissão o período de concessão é limitado a 30 anos, podendo ser prorrogado no máximo por igual período, também a critério do poder concedente (Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995). Uma vez que muitos empreendimentos foram resultados de leilões na década de 1980, os períodos de concessão estavam vencendo nos anos de , logo o poder concedente teria a opção de renovar as concessões ou realizar novos leilões. Como parte da contextualização da MP nº 579, é importante ressaltar que a partir do final do período da ditadura militar no Brasil, o país entrou em um processo de desindustrialização 3 que se intensificou com a crise mundial em Segundo dados 3 Desindustrialização é um processo de mudança social e econômica causada pela eliminação ou redução da capacidade industrial ou atividade em um país ou região, especialmente a indústria pesada ou indústria transformadora. É um termo oposto de industrialização. 26

40 27 do IBGE, o índice de participação da indústria de transformação no PIB vinha diminuindo, com algumas oscilações, de 21,6% em 1985 para 13,9% em 2011 como mostra a Fig. (18): Figura 18 - Participação da indústria de transformação no PIB, em %. Fonte: GALETTI, Dentre os principais custos de uma indústria, pode-se destacar o consumo de energia elétrica que movimenta os maquinários pesados. O aumento do preço da energia pode afetar no aumento do preço final dos produtos, que diminui o poder de concorrência com produtos importados mais baratos, podendo acarretar em falência de algumas empresas. Logo o gráfico da Fig. (18) acima pode ser correlacionado com a Figura 19 abaixo que mostra a evolução da tarifa média industrial e residencial no Brasil de : Figura 19 - Evolução da Tarifa Média Industrial e Residencial no Brasil. Fonte: Elaboração própria Com o objetivo de fomentar o setor industrial e a economia brasileira e diminuir a tarifa residencial, a presidente Dilma Rousseff decretou em 2012 a Medida Provisória 579, logo mais convertida na Lei nº em janeiro de 2013, que reduziu em 20%, em média, a 27

41 28 tarifa de energia. Esta redução foi possível a partir da desoneração de encargos setoriais como a Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC), parte da Reserva Global de Reversão (RGR); Antecipação das concessões de geração, transmissão e distribuição que venceriam a partir de 2015; e aporte do Tesouro Nacional para reduzir encargos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), encargo que tem por objetivo principal a universalização do acesso à energia elétrica e subsidiar as tarifas de baixa renda (RÊGO, 2014) (FERNANDES, 2016). Os geradores que aderiram à renovação da concessão tiveram que renunciar os contratos de 2013 e fixá-los para um preço equivalente a R$ 30,48 MWh, inferior ao que preço comercializado na época: entre R$ 120,00 e R$ 180,00 MWh. Essa alteração foi possível ao transformar os contratos de quantidade, cujo risco hidrológico é alocado ao gerador, para contratos por disponibilidade, cujo risco é repassado ao consumidor via encargos da CDE. Portanto caso a hidrelétrica seja incapaz de gerar energia decorrente da falta de água em seu reservatório, o consumidor terá que arcar com o custo da compra de energia no mercado spot ao valor do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) (FERNANDES, 2016). Quanto aos impactos da MP 579 para as distribuidoras, pode-se destacar a perda de flexibilidade contratual uma vez que 70% da energia comercializada por meio de contratos de energia existentes foram renovados em forma de Contratos de Cotas de Garantia Física 4 (CCGFs) no Ambiente de Contratação Regulado conforme a Fig. (20). A ANEEL rateia anualmente a garantia física dos geradores que renovaram suas concessões entre as distribuidoras. Assim, após a MP 579, conforme os contratos de concessão espiravam, o montante de contratos de energia existente passou de 45% para 15% dos contratos de energia já em 2013 e vem reduzindo cada vez mais. Isto faz com que as distribuidoras fiquem menos flexíveis para atingir os níveis de contratação de energia dentro do limite aceitável de 100 a 105%, que podem ser repassados ao consumidor, aumentando o risco das distribuidoras com a sobrecontratação (FERNANDES, 2016). 4 São contratos que geradores hidrelétricas e distribuidoras assinam para participarem do regime de cotas de garantia física. Esse regime foi criado pela nº Lei , de 11 de janeiro de 2013, com o intuito de negociar a energia dos geradores que tiveram a concessão vencida. 28

42 29 Figura 20 - Contratos de energia existente e Cotas de Garantia Física Fonte: PSR, Ao mesmo tempo em que a medida provisória prometeu a redução das tarifas, algumas regiões do Brasil registraram entre as piores média de longo termo de ENA da história. Como os níveis dos reservatórios das hidrelétricas atingiram níveis críticos, os geradores tiveram de reduzir o montante de energia gerada. Assim as distribuidoras tiveram que recorrer à compra de energia elétrica por fontes térmicas, cujo preço é maior, para honrar o atendimento de 100% da carga. A discrepância do setor elétrico pôde ser observada quando as concessões que aderiram às regras de renovação estavam gerando a um preço de R$ 33 MWh, enquanto as empresas que não aderiram estavam vendendo a R$ 822 MWh, como foi caso de concessões das empresas Cemig, Copel e Cesp, cujo lucro somado de janeiro de 2013 a maio de 2014 somaram R$5,7 bilhões como mostra a Tab. (5). Ou seja, o setor elétrico estava em crise com a falta de abastecimento dos reservatórios enquanto o governo incentivava o consumo de energia. Segundo o Decreto nº 8.221/2014, os custos relativos à exposição involuntária das distribuidoras na compra de energia no Mercado de Curto Prazo será arcado via novo encargo gerido pela CCEE chamado Conta ACR (Vide Decreto nº 8.221/2014). 29

43 30 Tabela 5 - Venda no curto prazo das geradoras que não aderiram à MP 579. Concessionária Ano Resultado no Variação % Garantia Geração Mercado de 2012/2013 Física MW médio Curto Prazo e MW médio R$ milhões 2012/ , , CEMIG , , % 2014* 363, , % , , CESP , , % 2014* 3.678, , % , ,33 72 COPEL , , % 2014* 2.036, , % Total 2012 (R$ milhões) Total 2013 (R$ milhões) % Total 2014 (R$ milhões) 2014* % (*) Valores contabilizados de janeiro a maio de Fonte TCU, Segundo auditoria realizada pelo Tribunal de Contas da União (TCU), o custo da redução de 20% na tarifa de energia, em média, era previsto em R$ 21,7 bilhões. Entretanto, o percentual atingido com as medidas originais da MP foram de apenas 15%, sendo R$ 7,6 bilhões em encargos. Por conseguinte o governo decidiu aumentar o aporte financeiro do Tesouro Nacional e manter os 20% de desconto e adiou para 2015 o reajuste tarifário que deveria ter sido feito em 2013 (RÊGO, 2014). Diante da conjuntura do setor elétrico na época, estava evidente de que a tarifa logo seria reajustada para cobrir os custos da redução. Os consumidores tiveram redução na tarifa apenas em 2013, pois em seguida, de 2014 para 2015, foi possível perceber a ultrapassagem do desconto realizado como mostra a Fig. (21) e Fig. (22): 30

44 31 Fonte:. Elaboração própria. Figura 21 - Tarifa Média Industrial no Brasil. Figura 22 - Tarifa Média Residencial no Brasil. Fonte: Elaboração própria. A respeito da Conta ACR, a CCEE realiza a contabilização da exposição de cada distribuidora ao Mercado de Curto Prazo. Em seguida a ANEEL é responsabilizada por homologar a quantia a ser repassada mensalmente a cada distribuidora. Então, um grupo formado por 13 bancos ficaram responsabilizados por conceder os financiamentos como na Tab. (6): Tabela 6 - Financiamentos para a Conta ACR. 1º Financiamento 2º Financiamento 3º Financiamento Assinado em: 25/04/ /08/ /03/2015 Valor: R$ 11,2 bilhões R$ 6,57 bilhões R$ 3,98 bilhões Carência: 15/10/ /10/ /10/2015 Custo da Operação: CDI + 2,525% ao ano CDI + 2,90% ao ano CDI + 3,15% ao ano Período para pagamento repactuado para: de 15/11/2015 até 15/04/2020 de 15/11/2015 até 15/04/2020 de 15/11/2015 até 15/04/2020 Fonte: ESENA,

45 32 Em outras palavras, o consumidor do ACR terá de arcar com a exposição das distribuidoras ao MCP até 2020, além de reajustes e revisões já programadas de acordo com o aniversário de cada distribuidora. O aumento das tarifas ao longo dos anos fez com que consumidores com potencial para se tornar consumidores livres migrassem para o ACL. Entre 2013 e 2015, segundo a ABRACEEL houve quase que estagnação dessa migração por conta das incertezas que seriam geradas pós MP 579 na comercialização da energia. A partir de 2014 a migração volta a acontecer e se intensifica em 2016, quando o preço da energia comercializada via contratos no ACL no longo prazo chegou a R$ 200 MWh (ABRACEEL, 2016) Comercialização de Energia no Brasil De acordo com o Art. 1º da Lei Nº /2004, a comercialização de energia entre concessionárias, permissionárias e autorizados de serviços e instalações de energia elétrica com seus consumidores dar-se-á mediante Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e Ambiente de Contratação Livre (ACL). Um dos pilares que rege a comercialização de energia encontra-se no Art. 2º e 3º do Decreto Nº 5.163/2004 que determinam: i. que os vendedores de energia tenham lastro de energia para assegurar 100% dos seus contratos. A quantidade máxima de energia a ser comercializada por um vendedor deve ser equivalente à garantia física do empreendimento de geração; ii. que os agentes de distribuição e consumidores livres devem apresentar 100% de cobertura contratual de seus mercados de energia através de Contratos de Comercialização de Energia Elétrica; iii. penalidades ao gerador ou consumidor caso haja descumprimento dos 100% de venda ou contratação de energia elétrica. As receitas provenientes das penalidades serão revertidas em modicidade tarifária no ACR. Segundo a Resolução Normativa Nº 414/10 da ANEEL, consumidor é qualquer pessoa física ou jurídica, de direito público ou privado, legalmente representada, que solicite o fornecimento, a contratação de energia ou o uso do sistema elétrico à distribuidora, assumindo as obrigações decorrentes deste atendimento à(s) sua(s) unidade(s) consumidora(s), segundo disposto nas normas e nos contratos. 32

46 Ambiente de Contratação Regulada (ACR) Os consumidores que fazem parte do ACR são chamados de consumidores cativos. Eles se encontram conectados à distribuidora de sua região e não tem a opção de escolherem de quem comprar energia. Este papel é desempenhado pelas distribuidoras a fim de cumprir com o Art. 2º Decreto Nº 5.163/2004. A contratação de energia no ACR ocorre por meio de contratos bilaterais denominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR), celebrados entre agentes vendedores de energia, seja de geração ou comercialização, e distribuidores que participem de leilões de compra e venda de energia elétrica. De acordo com o Art 13º da mesma lei, será contabilizada a compra de energia das distribuidoras: i. contratada até 16 de março de 2004; ii. contratada nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes, inclusive os de ajustes, e de novos empreendimentos de geração; e iii. proveniente de: a) geração distribuída; b) usinas que produzam energia elétrica a partir de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, contratadas na primeira etapa do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA; e c) Itaipu Binacional. d) cotas de garantia física de energia e de potência definidas para as usinas hidrelétricas cujas concessões forem prorrogadas nos termos da Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de 2012, (Incluído pelo Decreto nº 7.805, de 2012); e e) Angra I e II. (Incluído pelo Decreto nº 7.805, de 2012) O montante de energia a ser contratada por cada distribuidora depende de projeções da carga de energia elétrica na rede a partir do acompanhamento e da análise do mercado e da conjuntura econômica e energética e o cenário macroeconômico para o horizonte. Como exemplo considere a projeção de carga para o Sistema Interligado Nacional (SIN) e seus Subsistemas no horizonte como mostra a Tab. (7): 33

47 34 Tabela 7 - Projeção da demanda de energia para Carga de Energia (Mwmédio) Ano Norte Nordeste Sudeste/CO Sul SIN Variação (% ao ano) ,6 3,8 3,3 3,5 3,6 Fonte: EPE, Hipoteticamente falando, uma distribuidora de energia que tivesse projeção de carga igual a do SIN na figura acima teria que contratar energia a partir de leilões de novos empreendimentos ou existentes para atender à variação de 3,6% ao ano. A seguir estão explicitados as diferentes formas de contratação de energia por meio de leilões de geração que seguem o planejamento de contratação de energia da Fig. (23): Figura 23 - Prazo de entrega para os diversos tipos de leilões. Fonte: PSR, Leilão de Energia Nova (LEN): tem por objetivo fomentar a novos empreendimentos de geração para atendimento futuro da carga das distribuidoras. Estes novos empreendimentos possuem período de concessão entre 15 e 30 anos. Sendo assim, em tese, o preço teto da energia ofertada nos leilões de energia nova possuem custo reduzido quando comparado a outros leilões. Leilão de Energia Nova A-5 (LEA A-5): nesse tipo de leilão, os novos empreendimentos tem prazo de até cinco anos para entrarem em operação. No caso se ocorrer um leilão A-5 em 2016, espera-se que o empreendimento, em geral hidrelétricas de grande 34

48 35 porte, entregue energia em Pelo fato de os geradores vencedores possuírem contratos firmados com as distribuidoras, espera-se que haja preços competitivos de energia. Cabe ressaltar que neste leilão as distribuidoras, em geral, contratam a maior parte da projeção de expansão de mercado para uma contratação eficiente que será abordado mais a frente o conceito de Valor de Referência (VR). Embora o preço da tarifa deva ser menor neste tipo de leilão, os procedimentos para o licenciamento ambiental estão cada vez mais rigorosos, o que eleva o valor do empreendimento, pois pode afetar nos cronogramas das obras ou até mesmo suspendê-las como o caso do Aproveitamento de Tapajós, cujo licenciamento ambiental foi arquivado. A Fig. (24) mostra a evolução do preço médio dos leilões A-5: Figura 24 - Evolução do preço do MWh em leilões A-5. Fonte: Elaboração Própria. Leilão de Energia Nova A-3 (LEA A-3): esta modalidade de leilão tem o mesmo objetivo do Leilão de Energia Nova A-5. A diferença é que o prazo para a entrada em operação dos empreendimentos deve ser no máximo três anos e o montante de carga a ser contratada é limitada. Usinas termelétricas e eólicas aparecem com maior frequência nesse tipo de leilão. A presença de fontes térmicas elevam o preço da energia quando comparado ao leilão A-5, mas a crescente participação de energia eólica tem tornado o preço médio dos leilões A-3 mais atraentes. 35

49 36 Figura 25 - Evolução do preço do MWh em leilões A-3. Fonte: Elaboração própria. A combinação dos LEA A-5 e A-3, torna o sistema de contratação mais robusto uma vez que possui prazos diferentes de entregar de energia, tornando a incerteza das projeções de carga menores. Por exemplo, uma distribuidora com perspectiva de aumento de carga e demanda contrata uma certa quantia de energia no Leilão A-5. Dois anos depois, por motivos de crise econômica, percebe-se que a projeção não alcançará o valor previamente calculado, logo a distribuidora poderá contratar menos energia no Leilão A-3. (FERNANDES, 2016) Leilão de Energia Existente (LEE): nesta modalidade de leilão encontram-se os empreendimentos já construídos, cujos investimentos já foram amortizados, logo apresentam custos mais baixos. Os contratos de energia existente que expiram podem ser renovados em leilões A-1 cujos prazos podem variar de 1 a 15 anos. Ainda como forma de complementar a contratação do aumento da carga, as distribuidoras podem utilizar os Leilões A-0, ou Leilão de Ajuste, que costumam ocorrer de três a quatro vezes ao ano se que visam o ajuste final das incertezas do aumento da demanda. Estes contratos têm duração de até dois anos e são limitados a 1% do total da carga projetada. Uma característica desse tipo de leilão que afeta na sobrecontratação das distribuidoras, que será visto no próximo tópico, é que existe uma regra de Montante de Recontratação mínimo de 96% que uma distribuidora deve realizar (FERNANDES, 2016). Leilão de Fontes Alternativas (LEA): busca incentivar a competitividade das fontes alternativas na contratação de energia. Não há limite de contratação nessa modalidade de leilão e os contratos podem dura de 10 a 30 anos. (FERNANDES, 2016). Leilão de Energia de Reserva (LER): essa modalidade de leilão surgiu com o objetivo de aumentar a segurança no fornecimento de energética elétrica no SIN, com energia 36

50 37 proveniente de fontes para esta finalidade (não seria o caso de fontes alternativas, por exemplo). Os empreendimentos podem ser novos ou existentes, e pelo fato de gerarem apenas para a segurança do sistema, os contratos são liquidados via PLD no Mercado de Curto Prazo (CCEE, 2016). Em geral o PLD apresenta valores baixos ao longo do ano, mas pelo fato de ser fortemente influenciado pelas afluências (o quanto chove) e os níveis dos reservatórios de hidrelétricas, o PLD pode assumir valores elevados em anos com hidrologia desfavorável como foram os anos de 2013 a 2015, cujo PLD atingiu valores máximos, ou teto, durante boa parte do ano, conforme na Fig. (26), o que pode explicar o aumento considerado no preço da energia da Figura 27 a seguir: Figura 26 - Evolução do PLD na região Sudeste/CO entre 2013 e Fonte: Elaboração própria. Figura 27 - Evolução do preço da energia em leiloes de Energia de Reserva. Fonte: Elaboração própria. Leilões Estruturantes: estes leilões foram estratégicos para a expansão da geração de energia no SIN a partir de grandes empreendimentos como as UHEs Santo Antônio, Jirau e Belo Monte com garantia física de 2.424, e MW médios, respectivamente. 37

51 38 Contratação de energia eficiente e Valor de Referência Para que as distribuidoras contratem energia de forma eficiente a fim de cumprir modicidade tarifária, a ANEEL utiliza o Valor de Referência Anual (VR) como valor máximo a ser repassado aos consumidores. O VR estabelecido pela ANEEL é resultado de uma média ponderada do preço da energia contratada nos leilões A-5 e A-3 como na seguinte fórmula disposta no Art. 34 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004: (4) Onde: VL5: média do valor da energia comprada por todas distribuidoras no leilão A-5 (R$/MWh) para entrega no ano em referência Q5: montante de energia comprada por todas distribuidoras no leilão A-5 (R$/MWh) para entrega no ano em referência VL3: média do valor da energia comprada por todas distribuidoras no leilão A-3 (R$/MWh) para entrega no ano em referência Q3: montante de energia comprada por todas distribuidoras no leilão A-3 (R$/MWh) para entrega no ano em referência Assim, caso uma distribuidora tenha feito contratação eficiente, ou seja, contratar maior parte da energia no leilão A-5, cujo preço é menor, terá um custo médio menor que o VR anual divulgado, logo a distribuidora terá lucros no repasse. Por outro lado caso o custo médio seja maior que o VR, a distribuidora terá prejuízo visto que não poderá repassar quantia maior que o VR. Em resumo, toda distribuidora tem a obrigação de atender 100% da carga do seu mercado. A contratação da energia se dá por meio de leilões de energia, que possuem uma tarifa estabelecida em leilão. Quem pagará o custo da geração, transmissão e distribuição da energia serão os consumidores cativos do ACR através da tarifa de energia da distribuidora, que são composta pela Parcela A e Parcela B. 38

52 39 Parcela A da tarifa de energia: A ANEEL defini os custos da Parcela A como sendo os relacionados às atividades de geração, transmissão e encargos setoriais previstos em legislação específica. Estes custos são também chamados de custos não gerenciáveis pela distribuidora, pois não cabe a ela definir esses custos. A remuneração da geração se dá pelo preço do leilão de geração, enquanto que na transmissão a receita das transmissoras de energia vem da Receita Anual Permitida (RAP). Por sua vez é na Parcela A em que são cobrados encargos como Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), Taxa de Fiscalização da ANEEL, taxa de administração do ONS, Pesquisa e Desenvolvimento, Encargos de Serviço do Sistema (ESS), Encargos de Energia de Reserva (EER), Programa de Incentivo a Fontes Alternativas (Proinfa) e outros encargos federais, estaduais e municipais como Programas de Integração Social (PIS), Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS), Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) e Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação Pública (CIP). No Brasil estima-se que cerca de 76% da tarifa de energia refere-se à parcela de custos não gerenciáveis como na Fig. (28): Figura 28 - Participação dos agentes do setor elétrico no tarifa de energia. Fonte: ENERGISA, Parcela B da tarifa de energia: Em contrapartida à Parcela A, a Parcela B da tarifa representa os custos gerenciáveis, cerca de 24% do valor total da energia. Em suma, compõem a Parcela B: custos de Operação e Manutenção, Cota de Depreciação e Remuneração de Investimentos realizados. A ANEEL estabelece que o valor do repasse para os consumidores via Parcela B possa ser revisado a cada quatro anos via Revisão Tarifária. Além disso, no período entre as revisões, a Parcela B é reajustada anualmente pelo índice de correção monetária. A esse processo dá-se o nome de 39

53 40 Reajuste tarifário, enquanto que na Revisão Periódica a correção monetária é reduzida pelo Fator X. O Fator X corresponde a um meio de repassar ganhos de produtividade da distribuidora ao consumidor e reduzir o valor cobrado do Índice Geral De Preços Do Mercado - IGP-M. A ANEEL incorpora ao Fator X incentivos à melhora da qualidade e serviço prestados pelas distribuidoras ao consumidor e também tornar eficiente os custos de operação e manutenção (PRORET SUBMÓDULO 2.5). (5) Onde: : corresponde ao ganho de produtividade das distribuidoras; Q :refere à qualidade dos serviços prestados pelas distribuidoras, que são calculados a partir de sete indicadores da qualidade técnicos e comerciais como na Fig. (29), uns com pesos maiores que outros, dependendo da quantidade de unidades consumidoras que a distribuidora atende: Figura 29 - Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Fator X. Fonte: ANEEL,

54 41 T: amortizar o impacto do reposicionamento tarifário considerando uma trajetória de eficiência para os custos operacionais. Sendo assim a Tarifa total do consumidor pode ser resumida como na Fig. (30): Figura 30 - Resumo da Composição da Tarifa. Fonte: Elaboração própria. Como dito anteriormente, a tarifa média de fornecimento, sem contabilizar os impostos, das distribuidoras vem aumentando a cada ano: R$ 264,58 MWh em 2010 para R$ 421,72 MWh em 2016 (ANEEL, 2016). A insatisfação de muitos consumidores cativos com preço da tarifa tem ampliado a procura pelo Ambiente de Contratação Livre (ACL). Ambiente de Contratação Livre (ACL) Esse ambiente de contratação permite que o consumidor adquira energia diretamente com agentes de geração, comercialização, importação e exportação por meio de contratos bilaterais livremente negociados (preço, prazos, montantes de energia, etc) denominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Livre (CCEALs). Neste ambiente de contratação as distribuidoras não podem contratar energia. Os consumidores do ACL podem ser divididos em dois grupos: os chamados consumidores livres e consumidores especiais. A diferença entre eles está basicamente na demanda mínima de energia que pode ser contratada e na tensão mínima de rede de acordo com a Tab. (8). Para o consumidor especial, a contratação de energia por fontes convencionais estão sujeitas a no máximo 49% da capacidade instalada, conforme 5º, Art. 26º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de Define-se como fonte alternativa os empreendimentos com potência igual ou inferior a kw e aqueles com base em fontes solar, eólica e biomassa cuja potência instalada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a kw. 41

55 42 Tabela 8 - Características dos consumidores do ACL. Demanda Consumidor Fonte Livre Convencional Alternativa (Desconto TUSD/TUST) Especial Convencional (30 a 50 MW) Alternativa (Desconto TUSD/TUST) Fonte: FERNANDES, Mínima Tensão Mínima Contratada 69 kv antes (08/1995) 3 MW Nenhuma após (08/1995) 500 kw - 3 MW 2,3 kv A migração de consumidores do ACR para o ACL A partir do gráfico da Fig. (31) é possível observar a evolução da participação dos dois ambientes de contratação (ACR e ACL) de 2006 a 2015: Figura 31 - Evolução da participação da carga no ACL e ACR. Fonte: Elaboração Própria. O aumento da migração dos consumidores do mercado cativo para o livre teve maior variação no início de 2016, onde os preços a longo prazo de energia incentivada comercializados no ACL nos meses anteriores estavam com preço abaixo do PLD como mostra a Fig. (32) e Fig. (33), que resultou em aumento do número de consumidores especiais de acordo com o gráfico da Fig. (34), enquanto houve pouca variação nos consumidores livres: 42

56 43 Fonte: DCIDE, Figura 32 - Preço da energia incentivada no longo prazo no ACL. Figura 33 - Redução na tarifa média na migração do ACR para o ACL com preço a longo prazo. Fonte: ABRACEEL, 2016 Figura 34 - Evolução dos Consumidores Especiais no ACL. 43

57 44 Fonte: CCEE e ABRACEEL, 2016 (com adaptações). É importante ressaltar que para ocorrer a migração do ACR para o ACL o consumidor deve estar de acordo com as condições de contratos que contêm prazos e termos de rescisão conforme o Art. 15º da Lei 9.074/1995. Se por ventura não houver prazo de vigência no contrato de vencimento, o consumidor poderá se tornar livre no ano subsequente desde que informe à distribuidora sobre sua saída a pelo menos 15 dias antes da Declaração de Necessidade de Compra, documento que informa o quanto de carga a distribuidora pretende contratar para os próximos anos (Art. 49, Decreto nº 5.163/2004). Além disso, outro ponto de extrema importância para este trabalho é que a perda de mercado decorrente da migração do consumidor cativo para o livre não poderá ser repassado aos consumidores cativos remanescentes, conforme disposto no 5º, Art. 15º da Lei 9.074/1995. Isto mostra uma fragilidade no marco legal quanto à migração de consumidores para o ACL, que pode resultar em desequilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras que possuem grande número de comsumidores com potencial de migração para o ACL, uma vez que estas possam ficar sobrecontratadas. Atualmente estima-se que com as atuais regras do mercado livre, o ACL poderá representar cerca de 48% da carga nacional (ABRACEEL, 2016). Caso o consumidor livre ou especial decida retornar ao ambiente regulado é necessário que estes avisem à distribuidora com antecedência de 5 anos, podendo ser reduzido ao critério da distribuidora ( 8º, Art. 15º da Lei 9.074/1995). Penalidades por Subcontratação de uma distribuidora Dado que uma distribuidora deva atender 100% da carga de seu mercado conforme consta no inciso II, Art. 2º do Decreto 5.163/2004, caso haja contratação de energia menor que sua carga nos últimos 12 meses, diz-se que a distribuidora está subcontratada. A subcontratação é um evento ruim para a distribuidora, porque ela deve recorrer à compra de energia no MCP via PLD, que possui grande volatilidade. Além disso é aplicado à distribuidora uma multa que será revertida em modicidade tarifária para seus consumidores. Segue metodologia de cálculo do prejuízo para a distribuidora dos custos da energia no MCP e da multa (SILVA, 2008): (6) 44

58 45 (7) Onde: Montante Subcontratado (MWh): diferença entre consumo real e contratado; PLD (MWh): Preço de Liquidação de Diferenças; VR (R$/MWh): Valor Anual de Referência. Penalidades por Sobrecontratação de uma distribuidora Seguindo o mesmo princípio da subcontratação, é aplicado uma multa à distribuidora que obtiver contratos firmados de entrega de energia superior ao da sua carga. Pelo fato de a energia elétrica ser um produto que não pode ser armazenado em grandes escalas, o fato de haver sobrecontratação indica que houve mal investimento na expansão do setor elétrico. Tendo em vista que a projeção de crescimento de mercado não é uma tarefa simples e que está sujeita a grandes incertezas a ANEEL estabelecia uma tolerância de repasse aos consumidores de até 3% do montante total de energia elétrica contratada. Em 2013 as distribuidoras de energia, em geral, ficaram expostas ao mercado de curto prazo como resultado da MP 579 e da não contratação de energia porque o governo não realizou leilões de energia nova. Entretanto, com a atual crise econômica que o país vem passando, há redução na demanda de energia, que por sua vez não é acompanhada da redução de contratos de energia, logo grande parte das distribuidoras encontram-se sobrecontratadas em 2016 como pode ser observado no gráfico da Fig. (35). No início do ano a ABRADEE estimava sobras de energia em torno de 7%, mas atualmente já afirma que a sobrecontratação atinge 13% em média (LUDO, 2016). Logo após a adoção da MP 579 e a alocação de cotas de energia às distribuidoras, que tornou as distribuidoras menos flexíveis quanto ao atendimento da carga, em 07 de março de 2013 foi publicado, através do Decreto nº 7.945/2013, a alteração do limite de repasse aos consumidores da carga contratada. O novo limite estabelecido foi de 105%, e não mais 103% (ANEEL, 2013). 45

59 46 Figura 35 - Evolução da contratação de energia das distribuidoras do Sudeste. Fonte: Elaboração própria. Sendo assim, a distribuidora que estiver sobrecontratada (acima do limite de 105%) deverá sofrer penalidade a partir da seguinte fórmula. Caso o PLD seja superior ao valor de referência, não haverá penalidade (SILVA, 2008). (8) Onde: C: montante de contratos verificados nos últimos 12 meses. Considerando que C > 1,05 D; D: demanda de contratos verificados nos últimos 12 meses; Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) Com o objetivo de evitar ou minimizar que as distribuidoras se encontrem ora subcontratadas e ora sobrecontratadas, o setor elétrico criou em 2004 o Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits. Este mecanismo prevê a possibilidade de redução ou até mesmo compensação dos montantes de energia contratados a critério exclusivos dos agentes de distribuição, visto que estão sujeitos às variações de mercado (MCSD). Cabe ressaltar que estão inclusos nesse mecanismo todos os agentes com CCEARs oriundos dos leilões de energia proveniente de empreendimentos de geração existente na modalidade por quantidade. Segue aplicação retirada do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits Versão Versão : 46

60 47 Ao se processar o mecanismo, promove-se o repasse de energia e potência associada com os vendedores entre os agentes de distribuição que possuam sobras de energia (chamadas cedentes) para os agentes de distribuição com déficits de energia (cessionárias). Consequentemente, o MCSD também auxilia a minimizar ou eliminar eventuais penalidades por insuficiência de lastro de energia às quais os agentes de distribuição estão sujeitos, conforme previsto em regras de comercialização vigentes (CCEE, 2013, pág. 4). Existem três modalidades de compensação de energia no MCSD: mensal, trocas livres e 4% de contratos. As características e exclusividades de cada uma estão disponibilizadas na Tab. (9): Tabela 9 - Características das diferentes modalidades de MCSD. Modalidade do MCSD É necessário justificar o motivo da declaração de sobras? Qual motivo? Qual limite na quantidade de sobras declaradas?* Permite devolução ao gerador após processamento do MCSD? Periodicidade de realização** Mensal Sim Por saída de consumidores potenciamente livres ou acréscimo de volumes de energia contratados antes da publicação da Lei nº /2004. Declaração de sobras limitada pela representatividade da saída do consumidor pela quantidade de acréscimo prevista em cláusulas contratuais. Sim Mensal Trocas Livres Não Não se aplica Limitada à quantidade contratual vigente Não Trimestral 4% de contratos Fonte: CCEE, Não Não se aplica Limitada a 4% da quantidade originalmente contratada Sim Anual De acordo com esse mecanismo então, caso um consumidor potencialmente livre decida migrar para o ACL, a distribuidora poderá reduzir os contratos de energia existentes ou até mesmo cancelá-los, não havendo sobra de energia decorrente desta migração. Por outro lado, não havia mecanismo de defesa para as distribuidoras decorrentes da migração de consumidores com potencial para se tornarem consumidores especiais. Analisando exatamente o que constava inscrito nas Regras de Comercialização de Energia Elétrica Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits, item MCSD Mensal e a fórmula utilizada para contabilização de sobras de energia: No MCSD Mensal, as sobras declaradas pelos agentes de distribuição somente serão aceitas se forem provenientes: 47

61 48 a) do exercício, pelos consumidores potencialmente livres, da opção de compra de energia elétrica proveniente de outro fornecedor (Art.29, inciso I, do Decreto nº 5.163/2004); (9) Onde: TDMCL_SOBt,l,x : Quantidade Mensal Total de Sobras referente a Saída de Consumidores Potencialmente Livres do produto t, do leilão l, no processamento do MCSD x ; QMCL_SOBa,t,l,x : Quantidade Declarada de Sobras referentes a Saída de Consumidores Potencialmente Livres do perfil de agente a, para o produto t, do leilão l, no processamento do MCSD x ; DSOB : conjunto de perfis de agente da categoria de distribuição que declararam sobras. Com o objetivo de dar maior proteção às distribuidoras evitando que estas fiquem mais sobrecontratadas, a ANEEL emitiu a Nota Técnica Nº 224/2016 em 05 de outubro de 2016 que definiu as alterações previstas nas regras de comercialização de energia da Resolução Normativa Nº 726/2016 de 21 de junho de A partir desta nota técnica a distribuidora que sofre com perda de mercado por migração de consumidor especial também poderá reduzir os montantes de contrato de energia mediante CCEARs. Esta alteração se concretiza quando da inclusão do termo e/ou consumidores especiais na definição do termo TDMCL_SOBt,l,x. Portanto segue nova escritura: TDMCL_SOBt,l,x : Quantidade Mensal Total de Sobras referente a Saída de Consumidores Potencialmente Livres e/ou Especiais do produto t, do leilão l, no processamento do MCSD x. Essa alteração deve ser aplicado aos CCEARs decursivos de leilões de empreendimentos existentes após a publicação da Resolução Normativa Nº 726 (21 de junho de 2016). 48

62 49 Uma vez que não houve Leilão de Energia Existente em 2016, as distribuidoras não foram capazes de devolver a energia vinculada à migração do consumidor especial para o ACL, resultando em desequilíbrios financeiros. Este trabalho tem como objetivo quantificar o impacto financeiro aos acionistas das distribuidoras mais afetadas com a migração de consumidores especiais. 49

63 50 4. METODOLOGIA O desenvolvimento da revisão bibliográfica deste trabalho foi possível a partir da coleta e compilação de dados contidos em relatórios, atas, boletins, sumários executivos, etc de órgãos e agentes do setor elétrico como: CNPE, MME, CMSE, EPE, ANEEL, ONS e CCEE, assim como entrevistas com especialistas do setor e participação em cursos e workshops referentes ao assunto. Já para o desenvolvimento do objetivo específico deste trabalho: quantificar o impacto financeiro da migração de consumidores especiais para o Ambiente de Contratação Livre, foi necessário a utilização das seguintes referências, que foram utilizadas para análise no período de um ano (agosto de 2015 a agosto de 2016): Infomercado Semanal ( ) CCEE: apresenta informações semanais acerca da contabilização do mercado de energia; Infomercado Mensal 5 ( ) CCEE: apresenta informações mensais acerca da contabilização do mercado de energia; Planilhas de Reajuste e Revisão Tarifário das distribuidoras ( ) ANEEL: são planilhas divulgadas pelas distribuidoras de energia do Brasil que contém base de cálculos, contratos de energia, encargos, entre outras informações que resultam na tarifa final do consumidor cativo; Planilhas de Relatórios de Consumo e Receita de Distribuição ANEEL: sistema de planilhas dinâmicas online da ANEEL que contém informações a respeito dos consumidores, consumo, receita, tarifa média das distribuidoras, discriminadas por regiões e classe de consumo; Relatório Oferta de Lastro de Energia Incentivada para a Migração de Consumidores Especiais CCEE: A fim de proporcionar um preço de energia condizente com a contextualização da migração de consumidores especiais para o mercado livre, foram utilizadas como base as distribuidoras que mais sofreram esse impacto: Cemig, Eletropaulo, Elektro, Cpfl Paulista, Bandeirante (todas da região sudeste). Primeiramente foi realizado um levantamento a partir das planilhas de reajustes e revisões das distribuidoras para ter idéia da sobrecontratação de energia existente. Em 5 Apesar do InfoMercado Mensal e Semanal conterem os mesmos assuntos, há dados que são restritos. 50

64 51 seguida, a partir da compilação dos InforMercados Semanais desde 2012, foi constatado o aumento do número de consumidores no ACL. Uma vez que o InfoMercado Semanal não caracteriza o aumento do consumo de energia no ACL, ou seja, não se sabe se o aumento do consumo deveu-se à elevação do consumo de consumidores já existentes ou se deu pela adesão de novos consumidores que vieram do ACR, foi necessário utilizar o InfoMercado Mensal nº 110 (ago/2016), que caracteriza o crescimento do consumo no ACL em consumidores livre e especiais. Quanto à quantificação da sobrecontratação de energia (MWh), seria possível coletar dados das planilhas de reajustes e revisões de 2016, mas ocorre que muitas distribuidoras não entregam estas planilhas à ANEEL e outras como a Light, por exemplo, que é uma grande distribuidora da região sudeste, não completaram aniversário de reajuste/revisão tarifária, logo não consta no site da ANEEL. Sendo assim, esse procedimento seria impreciso. Assim, optou-se por utilizar como referência a empresa Ludo Energia Consultoria em Comercialização e Regulação de Energia, que publicou que a sobrecontratação de 13% das distribuidoras equivalem a MW médios (LUDO, 2016). A partir das planilhas das distribuidoras foi possível também determinar o custo médio da energia a partir dos contratos firmados; o custo da energia proveniente de contratos de energia para fontes incentivadas e alternativas; e preço de venda da energia para consumidores livres. Por fim foi possível quantificar o custo da migração dos consumidores especiais para o Ambiente de Contratação Livre. 51

65 52 5. RESULTADOS E DISCUSSÃO A partir do racionamento de energia elétrica em 2001, o ONS passou a adotar mecanismos de aversão ao risco no seu modelo de despacho de energia de modo a garantir que haja sempre energia suficiente nos reservatórios para evitar ter riscos de déficit de energia acima de 5%. O controle dos reservatórios nos diferentes subsistemas do SIN (SE/CO, Nordeste, Norte e Sul) foi feito a partir dos despachos fora da ordem de mérito de custo (ou garantia energética). Até agosto de 2013, estes despachos eram realizados fora da modelagem do modelo NEWAVE/DECOMP, o que provocava uma discordância entre o CMO divulgado nos Programas Mensais da Operação (PMO) e o CMO real da operação. Essa diferença era rateada entre todos os consumidores via Encargos de Serviço do Sistema e a criação da conta ACR, que fez tornar mais vantajoso para o consumidor buscar energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL). Com o objetivo de tornar a operação mais transparente, o ONS aprimorou o mecanismo de aversão ao risco para o CVaR, que internalizou ao modelo de despacho de energia uma ponderação maior nas previsões de cenários com piores afluências. Com isso os despachos fora da ordem de mérito que eram responsáveis pela diferença entre o CMO do PMO e o CMO real passou a ser considerado na ordem de mérito. Isto fez com que a operação se tornasse mais cara, despachando-se térmicas antecipadamente ao período crítico, mas por outro lado tornou o sistema mais robusto e transparente. Entretanto o ano de 2014 foi vítima de um ano hidrologicamente desfavorável. Mesmo com o uso do mecanismo de aversão ao risco CVaR, o despacho térmico na ordem de mérito não foi suficiente para evitar que os reservatórios deplecionassem em 2014, quase chegando a níveis de déficit de energia ao final do ano. Esse trauma causado pelos baixos níveis dos reservatórios fez com que o ONS adotasse novamente em 2015 os despachos fora da ordem de mérito para recuperar a seca nos reservatórios, que fez com que o contexto do despacho de energia e a insegurança dos consumidores fosse parecido com o período em que eram utilizados os Procedimentos de Operação de Curto Prazo (PCOP), de 2008 a agosto de Em consequência do maior despacho térmico no SIN houve também aumento do preço da tarifa de energia. 52

66 53 Com o preço da energia no Ambiente de Contratação Livre mais barato em 2016, deuse início à migração massiva de consumidores do ACR para o ACL como pode ser observado nos gráficos abaixo. Atualmente o mercado do ACL representa 27% da carga do SIN: Figura 36 - Evolução do número de consumidores no ACL. Fonte: CCEE, Elaboração própria. Figura 37 - Evolução do número de consumidores no ACL em Fonte: CCEE, Elaboração própria. Diante das regras atuais que definem quem são os consumidores que podem migrar para o ACL, é comum de se pensar que a maior parte do consumo esteja localizado em áreas desenvolvidas como o Sudeste do Brasil, onde se concentra o polo industrial. 53

67 54 Figura 38 - Participação regional no consumo de energia no ACL. Fonte: CCEE,2016. Elaboração própria. Figura 39 - Consumo da Região Sudeste no ACL. Fonte: CCEE, Elaboração própria. Dentre os consumidores do ACL destacam-se o consumo dos dois tipos de consumidores: consumidor livre e consumidor especial. 54

68 55 Figura 40 - Consumo no ACL dos consumidores livres e especiais. Fonte: CCEE, Elaboração própria. Figura 41 - Variação por Tipo de Consumidor no ACL. Fonte: CCEE, Elaboração própria. Os dados do último gráfico, referentes a compilação dos InfoMercados Semanais disponibilizados pela CCEE (CCEE, 2016). Embora seja possível perceber a variação do consumo dos dois tipos de consumidores, não é possível interpretar se esta variação foi consequência de aumento/redução dos consumidores já existentes no ACL, ou se foi decorrente de unidades consumidoras que foram desativadas, ou se são agentes novos que vieram do ACR. Esta percepção se torna possível através do gráfico da Fig. (42) e Fig. (43): 55

69 56 Figura 42 - Distinção da variação de consumo dos consumidores livres no ACL. Fonte: CCEE, InfoMercado Mensal nº 110, Figura 43 - Distinção da variação de consumo dos consumidores especiais no ACL. Fonte: CCEE, InfoMercado Mensal nº 110,

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