9,2 (+) O&M (Fixo e Variável)

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1 Setembro de 2012 Edição Especial 1 OPINIÃO IMPACTO TARIFÁRIO DA RENOVAÇÃO DAS CONCESSÕES Os benefícios para os consumidores provêm da redução de três componentes tarifários: 1. Custo de geração; 2. Custo de transmissão; e 3. Encargos. Redução dos custos de geração O primeiro passo do processo de cálculo é estimar a redução dos custos de geração. De uma maneira simplificada, estes custos resultam da soma das seguintes parcelas: 1. Remuneração dos investimentos; 2. Custos de operação e manutenção (O&M); 3. Tarifa por uso do sistema de transmissão (TUST); e 4. Encargos e tributos. Conforme decisão do governo, os ativos ainda não depreciados dos geradores, e que normalmente seriam remunerados na primeira parcela, serão pagos à vista com os recursos da RGR e outros instrumentos. Isto significa que, para efeito de cálculo da nova tarifa, a primeira parcela é igual a zero. O custo da segunda parcela, O&M, é diferente para cada gerador, pois é evidente que uma pequena central hidrelétrica (PCH), por exemplo, tem requisitos de manutenção bem distintos de uma hidrelétrica de MW. No entanto, como mostra a tabela a seguir, uma estimativa simplificada baseada em valores típicos deste custo de O&M e da TUST, e incorporando os encargos e tributos correspondentes, resulta em um custo médio de 30 R$/MWh. R$/MWh Descrição 9,2 (+) O&M (Fixo e Variável) 2,7 O&M Fixo 4,7 O&M Variável 1,8 Seguros 6,3 (+) Encargos Setoriais (P&D, TFSEE e CFURH)* 11,7 (+) TUST 27,3 (=) Custo antes de impostos 2,8 (+) PIS/COFINS (9,25%) 30,1 (=) Custo após impostos * P&D, TFSEE e CFURH são as siglas de Pesquisa & Desenvolvimento, Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica e Compensação Financeira pelo Uso dos Recursos Hídricos.

2 A estimativa simplificada da redução dos custos de geração é dada, portanto, pela diferença entre o custo médio dos contratos dos geradores com concessões vincendas aproximadamente 95 R$/MWh em 2012 e o custo pós-renovação de 30 R$/MWh. Esta diferença unitária de 65 R$/MWh pode ser convertida em uma economia total (em bilhões de reais por ano) multiplicando por 8760 (número de horas por ano) e por MW médios (soma das garantias físicas dos ativos de geração com vencimento de concessão em 2015 e 2017) 1. O montante resultante é 6,9 bilhões de reais por ano. Redução dos custos de transmissão Assim como no caso da geração, o governo decidiu pagar à vista os ativos ainda não amortizados de transmissão. Neste caso, os custos de transmissão (conhecidos no jargão do setor como RAP) das instalações com concessões a vencer serão compostos basicamente de O&M, encargos e tributos. Os novos custos de transmissão podem ser estimados (como sempre, de maneira simplificada) da seguinte maneira. A RAP total da transmissão é, atualmente, 14,8 bilhões de reais por ano. Deste montante, a RAP das linhas com concessões expirando é 9,2 bilhões de reais. Quando se paga somente O&M, encargos e tributos, esta última RAP passa de 9,2 para 3,5 bilhões de reais, uma economia de 5,7 bilhões de reais. O processo de cálculo desta economia, em termos percentuais, para uma linha de transmissão típica está ilustrado na tabela a seguir. (em % da RAP imediatamente após entrada em operação) Descrição Linha típica nova Linha típica afetada pela renovação das concessões Linha típica 100% amortizada Investimento (CAAE*) 68,1 42,6 O&M 21,5 21,5 21,5 Encargos e impostos (RGR, TFSEE, P&D e PIS/COFINS) 10,4 7,4 2,5 TOTAL 100,0 71,5 24,0 *Custo Anual dos Ativos Elétricos A amortização completa do ativo gera uma redução de (71,5-24)/71,5 2/3 da RAP. Cálculo do impacto das reduções de G+T nas tarifas dos consumidores das distribuidoras À primeira vista, o benefício médio da renovação das concessões de geração e transmissão nas tarifas (em R$/MWh) poderia ser estimado dividindo os montantes de redução vistos acima, em bilhões de reais por ano, pelo consumo total de energia (em MWh por ano). 1 As hidrelétricas que, em conjunto, possuem esta garantia física total de MW médios, têm uma capacidade instalada total de MW, inferior em 571 MW (2,5%) à capacidade total mostrada na apresentação do governo ( MW). As razões para estas diferenças estão sendo analisadas em detalhe. Todos os direitos reservados PSR 1

3 No entanto, é importante lembrar que, na proposta do governo, as reduções dos custos de geração foram destinadas somente aos consumidores regulados (ACR), enquanto as reduções de transmissão serão rateadas entre todos os consumidores (ACR e ACL). Portanto, é necessário saber o consumo de energia 2 em cada ambiente. O consumo total previsto para 2012 é cerca de MW médios, dos quais 72% correspondem ao ACR e os restantes 28%, ao ACL 3. Dividindo a redução dos custos de geração (como visto, 6,9 bilhões de reais por ano) pelo consumo do ACR; e a redução da transmissão (5,7 bilhões, também vista) pelo consumo total, obtém-se os benefícios destas parcelas nas tarifas dos clientes das distribuidoras, em R$/MWh: Redução dos encargos Parcela Benefício (R$/MWh) Geração 21,8 Transmissão 12,9 Total 34,7 De acordo com a apresentação do governo, seriam eliminados da tarifa do consumidor os custos dos seguintes encargos (valores estimados para 2012): Encargo Montante do beneficio em 2012 (bilhões de reais) CCC 3,2 RGR 4 1,6 Além disto, a cobrança da CDE (3,7 bilhões de reais em 2012) seria reduzida em 75%. O total da redução dos encargos seria, portanto: 3,2 + 1,6 + 0,75 3,7 = 7,6 bilhões de reais. Para calcular o impacto desta redução nas tarifas dos consumidores das distribuidoras (em R$/MWh), temos que dividir as reduções da CCC e CDE pelo consumo total, porém excluindo o consumo dos autoprodutores, que já estão isentos destes encargos. Para o ano de 2012, o consumo estimado dos autoprodutores é cerca de MW médios (7% do consumo total e 24% do consumo do ACL). Já para a RGR, a divisão é pelo consumo total, pois os autoprodutores pagam esse encargo através da TUST 5. Efetuando as contas, temos os seguintes benefícios: Parcela Benefício (R$/MWh) CCC 7,8 2 Observa-se que o consumo de energia utilizado nestas análises está referenciado à barra do consumidor (consumo líquido) e não ao centro de gravidade da rede, como é usual em outras análises de oferta e demanda. 3 O consumo do ACL inclui os autoprodutores. 4 Segundo a Medida Provisória 579, de 11 de setembro de 2012, art. 21, ficam desobrigadas de recolher a RGR as concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição, das transmissoras licitadas a partir da data de publicação da MP, além das transmissoras e geradoras cujas concessões sejam prorrogadas ou licitadas nos termos da MP. No entanto, as concessionárias de transmissão licitadas antes da MP e as concessionárias de geração de serviço público com concessões ainda vigentes permanecerão recolhendo esse encargo até o término dos seus contratos. O valor apresentado é uma estimativa do benefício resultante deste dispositivo. 5 A RGR é um encargo cobrado de todos os concessionários de serviço público de energia (geradores, transmissores e distribuidores), que por sua vez repassam isso nos valores cobrados dos consumidores, que são, na prática, quem paga a RGR. Todos os direitos reservados PSR 2

4 RGR 3,6 CDE 6,7 Total 18,1 Cálculo do benefício total de geração, transmissão e encargos A tabela abaixo resume o benefício estimado das medidas governamentais para a tarifa dos consumidores das distribuidoras (valores arredondados ): Parcela Benefício (R$/MWh) Geração 22 Transmissão 13 Encargos 18 Total 53 De acordo com o site da ANEEL, a tarifa média das distribuidoras, considerando todas as classes de tensão e todo o país, é 280 R$/MWh. Portanto, o benefício percentual da redução das tarifas pode ser estimado pela razão 53/280 = 19%, bastante próximo dos 20% anunciados pelo governo e que foram calculados de maneira detalhada pela ANEEL. Rateio dos benefícios por classe de tensão Por simplicidade de apresentação, desagregamos a tarifa dos consumidores em parcelas que são próximas, porém não correspondem exatamente, às categorias que o consumidor pode observar em sua conta de luz residencial: Geração Transmissão Distribuição Encargos etc. PIS/COFINS Custo de compra da energia para atender a demanda do consumidor, excluindo as perdas na rede de distribuição (estas perdas estarão em outra categoria) Custo da rede de transmissão de alta tensão (Rede Básica) Custo da rede de distribuição O etc. inclui a eventual sobre-contratação da distribuidora (no máximo 3% da demanda), as perdas na rede de distribuição e subsídios cruzados dentro da distribuidora (iluminação pública, irrigação etc.) A tabela a seguir mostra o montante de cada parcela (em R$/MWh) em cada classe de consumo, tomando como exemplo a CPFL Paulista. Classe Parcela A2 A3 A4 B (residencial) Geração Transmissão Encargos etc Distribuição PIS/COFINS Total Todos os direitos reservados PSR 3

5 Como mostra a tabela a seguir, os novos valores das parcelas geração, transmissão e encargos são obtidos subtraindo os respectivos benefícios: 22, 13 e 18 R$/MWh. Classe Parcela A2 A3 A4 B (residencial) Geração = = = =108 Transmissão = = = = 13 Encargos etc = = = = 30 No caso da parcela de geração, esta subtração é exata, pois este custo, em R$/MWh, é o mesmo para todas as classes de tensão. Já no caso da parcela de transmissão, a subtração do mesmo valor em R$/MWh é aproximada, pois o custo de transmissão é diferente para cada classe de tensão. A razão é que a rede de transmissão é dimensionada para atender à demanda máxima de energia, não a média. No caso das classes de tensão mais elevada, onde predominam as indústrias, o consumo é mais ou menos constante (demanda máxima próxima da média). Em contraste, o padrão de consumo da classe B, predominantemente residencial, é mais pontudo (demanda máxima bem maior do que a média). Portanto, o rateio exato do benefício de transmissão deveria levar em conta este mesmo padrão de máximo versus média. No caso dos benefícios dos encargos da parcela encargos etc. a subtração direta é uma boa aproximação, pois os valores variam pouco para as classes de tensão. Finalmente, deve-se contabilizar a redução da base de cálculo do PIS/COFINS, que é proporcional a redução das parcelas de geração, transmissão e encargos. A figura a seguir mostra a redução percentual do benefício para cada classe de tensão da CPFL Paulista, comparado com os valores apresentados pelo governo para a média das distribuidoras. Estimativa PSR para CPFL Paulista 26% 25% 24% 22% Estimativa do Governo 22% 19% 16% 16% A2 A3 A4 B Res Figura 1 Redução percentual na tarifa (CPFL Paulista) Observa-se que os valores estimados da maneira simplificada descrita anteriormente são bastante próximos dos anunciados pelo governo, que foram calculados de maneira detalhada pela ANEEL. Todos os direitos reservados PSR 4

6 Esta aderência é confirmada pela figura a seguir, que mostra a média ponderada da redução percentual calculada aplicando-se o procedimento simplificado descrito acima a uma amostra de 17 distribuidoras que representam 64% do consumo cativo do país. Estimativa PSR para 17 Discos 25% 25% 23% 22% Estimativa do Governo 21% 19% 15% 16% A2 A3 A4 B Res Figura 2 Redução percentual na tarifa (17 distribuidoras) Todos os direitos reservados PSR 5

7 SOBRE O ENERGY REPORT PSR O Energy Report é um boletim mensal desenvolvido pela PSR com o principal objetivo de analisar temas relevantes do setor de energia elétrica no Brasil. Ele é publicado eletronicamente há cinco anos, em português, inglês e espanhol, e segue a seguinte estrutura padronizada: Opinião esta seção coloca em destaque um tema atual e relevante do setor elétrico, selecionado pela PSR para um estudo mais profundo e discussão. Uma lista de assuntos trabalhados em edições recentes está disponível abaixo. Regulatório - é feito um levantamento e análise da atividade recente do poder público sobre o setor elétrico. As decisões tomadas e documentos publicados são interpretados pela PSR, e seu impacto sobre o setor é avaliado. Ambiental trata especificamente de temas ambientais ligados ao setor elétrico, com ênfase no acompanhamento dos processos de licenciamento. Suprimento apresenta um panorama do sistema elétrico para os próximos anos, com apresentação de balanços de oferta e demanda, balanços de ponta, e vazões projetadas. Temas que representam riscos à segurança de suprimento são discutidos. Assinatura e acesso A assinatura anual do Energy Report compreende 12 (doze) edições eletrônicas mensais e pode ser feita através do telefone (21) , ou do energyreport@psr-inc.com; O acesso a nossas edições é restrito e o assinante deve cadastrar-se no Portal de Serviços da PSR. Sempre que uma nova edição é publicada, os leitores registrados receberão uma notificação por e, acessando o Portal da PSR, poderão fazer download dos arquivos. As edições anteriores estarão permanentemente disponíveis no Portal de Serviços da PSR. Temas analisados em edições anteriores Edição 68 - Agosto 2012: A geração está pronta, mas não a transmissão: E agora? Edição 67 - Julho 2012: Desindexação Uma cura que pode ser pior do que a doença? Edição 66 - Junho 2012: Por que as tarifas explodiram... E como reverter a situação Edição 65 - Maio 2012: POCP: A peça que falta na formação de preço Edição 64 - Abril 2012: A montanha russa do PLD Edição 63 - Março 2012: Energia solar: Surge uma nova fonte? Edição 62 - Fevereiro 2012: O imbróglio de se proibir reservatórios nas hidrelétricas Edição 61 - Janeiro 2012: Onde está o gás, parte II: a (o)missão Edição 60 - Dezembro 2011: Aperfeiçoamento dos leilões de energia nova Edição 59 - Novembro 2011: Análise do suprimento da demanda máxima Edição 58 - Outubro 2011: Onde está o gás para o leilão A-5? Todos os direitos reservados PSR 6

8 GLOSSÁRIO A-3 / A-5 Ver LEN A-3/A-5 ANA Agência nacional de águas Agência que regula o uso da água de rios e lagos sob a responsabilidade do poder federal. ACL Ambiente de contratação livre Ambiente no qual há a negociação direta de contratos bilaterais entre os agentes que podem participar do mercado livre de energia geradores, comercializadores e consumidores livres. ACR Ambiente de contratação regulado Ambiente no qual se realiza a contratação de energia entre geradores e empresas distribuidoras. Toda a contratação do ACR é realizada por meio de leilões de energia. ANEEL Agência nacional de energia elétrica Agência reguladora do setor de energia elétrica no Brasil, responsável por estabelecer as regras e condições gerais para os agentes. ANP Agência nacional do petróleo Órgão regulador do setor de petróleo e gás natural no Brasil. CAR Curva de aversão a risco Consiste em uma modificação no critério de planejamento da operação que força um nível mínimo para os reservatórios das usinas hidrelétricas, de modo a minimizar o risco de racionamento. CCC Conta de consumo de combustíveis Encargo do setor elétrico brasileiro que subsidia o custo de geração em sistemas isolados, que têm elevada participação de usinas a óleo combustível. CCEE Câmara de comercialização de energia elétrica Entidade privada subordinada à ANEEL, responsável pelo registro e gerenciamento de operações de comercialização de energia e pelas liquidações no mercado de curto prazo. CCEAR Contrato de comercialização de energia no ambiente regulado É o contrato que é assinado entre as distribuidoras e os geradores vencedores dos leilões de energia. Todos os direitos reservados PSR 7

9 CDE Conta de desenvolvimento energético Encargo do setor elétrico brasileiro com o objetivo de financiar o desenvolvimento energético dos estados, projetos de universalização do acesso à energia, subvenções a consumidores de baixa renda e incentivos a determinadas tecnologias. CEPEL Centro de pesquisas em energia elétrica Centro de pesquisas controlado pela Eletrobras, responsável pelos softwares de simulação e despacho utilizados no setor elétrico tais como NEWAVE e DECOMP. CFURH Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos Encargo que incorre sobre a geração de usinas hidrelétricas, referente à exploração do potencial hidráulico. É destinado em sua maioria aos governos estaduais e municipais, com parcelas menores repassadas ao MME e à ANA. CMO Custo marginal de operação Representa o custo (em R$/MWh) de se aumentar marginalmente a demanda do sistema. O CMO de um sistema hidrotérmico depende do custo de oportunidade da água armazenada, envolvendo análises complexas que são realizadas por modelos computacionais. CMSE Comitê de monitoramento do setor elétrico Grupo composto pelos dirigentes de entidades setoriais, com o objetivo de monitorar a segurança de suprimento do sistema e informar o governo de potenciais problemas identificados. CNPE Conselho nacional de política energética Conselho composto por ministros de estado e outras autoridades, responsável pela elaboração da política energética brasileira. Define os critérios de garantia de suprimento e pode autorizar a realização de empreendimentos considerados estratégicos para o país. CPAMP Comissão permanente de análises de metodologias e programas computacionais no setor elétrico Comissão com a finalidade de garantir coerência e integração das metodologias e programas computacionais utilizados pelo MME, EPE, ONS e CCEE tais como NEWAVE e DECOMP. CVU Custo Variável Unitário DECOMP É o custo variável de geração de uma usina, em R$/MWh. Deve incluir gastos com combustível e de O&M, mas não considera custos fixos ou remuneração do investimento. Modelo de otimização utilizado na simulação de curto prazo do sistema elétrico brasileiro, que retorna o plano de operação e o PLD da semana seguinte. Todos os direitos reservados PSR 8

10 EPE Empresa de pesquisa energética Empresa pertencente ao governo federal encarregada de realizar estudos técnicos de planejamento energético para o MME. ESS Encargos de serviços do sistema Encargo do setor elétrico brasileiro que remunera custos de manutenção da confiabilidade do sistema que não são contemplados no PLD como o despacho fora da ordem de mérito e os serviços ancilares. GF Garantia física A garantia física de uma usina, calculada por modelos computacionais, representa a contribuição da usina para a segurança de suprimento do sistema, e é igual à máxima energia que ela pode vender em contratos. IBAMA Instituto brasileiro do meio ambiente Órgão federal responsável pelo monitoramento e controle ambiental. Atua nos processos de licenciamento ambiental de grandes projetos de infraestrutura. ICB Índice custo-benefício Parâmetro para comparação de projetos nos leilões de energia, que leva em conta a expectativa de geração da usina. IGP-M Índice geral de preços de mercado Índice de inflação no Brasil que captura tanto variações de preços no atacado quanto ao consumidor final. IPCA Índice nacional de preços ao consumidor amplo Índice de inflação no Brasil que captura variações de preços ao consumidor final. LEE Leilão de energia existente Leilão para renovação do montante contratado pelas distribuidoras, no qual participam usinas já em funcionamento. LEN A-3/A-5 Leilão de energia nova A menos 3 / A menos 5 Leilões para contratação de energia nova pelas distribuidoras, para atender o crescimento da demanda. Leilões A-3 são para entrega três anos após a realização do leilão, e A-5 para entrega cinco anos depois. LER Leilão de energia de Reserva Leilões organizados pelo governo para contratar energia extra de modo a garantir a segurança de suprimento do sistema. Todos os direitos reservados PSR 9

11 LI Licença ambiental de instalação A LI corresponde à segunda das três etapas do licenciamento ambiental no Brasil, e é necessária para que os trabalhos de construção e operação do empreendimento se iniciem. LO Licença ambiental de operação A LO corresponde à terceira e última etapa do licenciamento ambiental no Brasil, e deve ser obtida antes do início da operação do empreendimento. LP Licença ambiental prévia A LP corresponde à primeira das três etapas do licenciamento ambiental no Brasil, e é exigida para que projetos de geração possam participar de leilões de energia nova. MCSD Mecanismo de compensação de sobras e déficits Este mecanismo permite uma troca de contratos entre as distribuidoras: distribuidoras com sobra contratual podem ceder seus contratos para outras deficitárias, beneficiando ambas. MMA Ministério do meio ambiente É o responsável pela formulação e implementação de políticas nacionais de meio ambiente, envolvendo uso dos recursos hídricos, preservação dos ecossistemas e integração de meio ambiente e produção. MME Ministério de minas e energia É o responsável pela formulação e implementação da política energética brasileira. Coordena o CNPE, supervisiona empresas públicas, prepara os planos de expansão e define a garantia física das usinas. MRA Mecanismo de redução da energia assegurada Mecanismo que penaliza as usinas participantes do MRE caso apresentem indisponibilidades maiores que o esperado. MRE Mecanismo de realocação de energia NEWAVE Mecanismo obrigatório para todas as usinas hidrelétricas, segundo o qual a produção e o risco hidrológico são compartilhados por todos os integrantes. Modelo de otimização utilizado na simulação de longo prazo do sistema elétrico brasileiro, com horizonte de cinco anos. Seus resultados são utilizados como entrada para o DECOMP. ONS Operador nacional do sistema Entidade privada subordinada à ANEEL, responsável pela operação de curto prazo e despacho físico do sistema. Todos os direitos reservados PSR 10

12 P&D Pesquisa e desenvolvimento Refere-se a um encargo pago por agentes do setor elétrico (geradores, distribuidoras, e empresas de transmissão) para investimentos em pesquisa e desenvolvimento. PCH Pequena central hidrelétrica É definida como PCH qualquer unidade geradora hidrelétrica com potência inferior a 50 MW, que são tratadas diferentemente das hidrelétricas tradicionais em alguns aspectos. PDE Plano decenal de expansão PIS/COFINS Documento publicado anualmente pela EPE que descreve o seu planejamento de longo prazo para o sistema elétrico, com horizonte de dez anos. São dois dos principais impostos federais brasileiros, incidentes sobre a receita bruta das empresas e destinados à seguridade social. PLD Preço de liquidação das diferenças É o preço de liquidação da energia no mercado spot, definido a partir do CMO, com aplicação de um piso e um teto. É calculado semanalmente pelo DECOMP, para três patamares de carga (pesado, intermediário e leve) e quatro submercados (Norte, Nordeste, Sul, e Sudeste- Centro-Oeste). PMO Programa mensal da operação Documento publicado mensalmente pelo ONS que descreve a situação atual do sistema elétrico e projeções para os próximos cinco anos. PROINFA Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica Programa implementado em 2004 para subsidiar projetos de fonte eólica, biomassa e PCHs e ampliar sua participação na matriz energética brasileira. Também se refere ao encargo criado para financiar o programa. RAP Receita anual permitida Valor que remunera as instalações do sistema de transmissão, determinado pelo lance vencedor do leilão de transmissão. RGR Reserva global de reversão Encargo do setor elétrico brasileiro destinado à reversão de ativos ao poder concedente ao fim dos contratos de concessão, também utilizado para financiar programas de expansão e melhoria no sistema elétrico. Todos os direitos reservados PSR 11

13 SIN Sistema Interligado Nacional SDDP É a principal rede interligada de transmissão e distribuição do Brasil, que cobre grande extensão do país e atende a 98% da carga do sistema. Os outros 2% são atendidos por cerca de 300 sistemas isolados. Modelo de otimização desenvolvido pela PSR para simulação de sistemas hidrotérmicos. TEIF Taxa equivalente de indisponibilidade forçada Indica a taxa de indisponibilidade média de uma usina devido a falhas em equipamentos, representada como uma porcentagem do número de horas de operação. TEIP Taxa equivalente de indisponibilidade programada Indica a taxa de indisponibilidade média de uma usina devido a manutenções preventivas, representada como uma porcentagem do número total de horas no período. TEO Tarifa de energia de otimização Valor calculado anualmente pelo ONS com base nos custos de operação e manutenção de usinas hidrelétricas, utilizado para remunerar as transferências de energia no MRE. TFSEE Taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica Encargo do setor elétrico brasileiro que remunera as despesas operativas e operacionais da ANEEL. TUSD Tarifa de uso do sistema de distribuição Tarifa paga por consumidores livres ligados à rede de uma distribuidora, correspondente à TUST mais um valor que remunere o custo de construção e manutenção da rede de distribuição. TUST Tarifa de uso do sistema de transmissão Tarifa que representa o custo unitário de uso do sistema de transmissão, calculada a partir das RAPs e paga pelos geradores, distribuidoras e consumidores livres ligados diretamente à rede de transmissão. UNSI Usinas não simuladas individualmente Usinas que são representadas de forma simplificada em simulações de mercado do NEWAVE, SDDP e DECOMP. Em geral, são pequenas centrais eólicas, a biomassa, ou PCHs. Todos os direitos reservados PSR 12

14 UHE Usina Hidrelétrica UTE Usina Termelétrica VR Valor de referência Valor que representa o preço da energia nova contratada para entrega no ano vigente, calculado com base na energia vendida nos leilões A-5 de cinco anos antes e A-3 de três anos antes. Todos os direitos reservados PSR 13