CONTRIBUIÇÕES ENVIADAS POR E- MAIL E/OU OUTROS FORMATOS

Transcrição

1 CONTRIBUIÇÕES ENVIADAS POR E- MAIL E/OU OUTROS FORMATOS

2 REPONSÁVEL... Nº DA PÁGINA EDP...3 ABEEÓLICA...91 ABRADEE THYMOS ENERGIA RAÍZEN ENERGIA ABRADEMP ABRAFE FGV ENERGIA Girardi&Advogados IEE UPS...265

3 RESPONSÁVEL: EDP

4 Contribuição à Consulta Pública MME nº 33/2017: Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro Brasília, 17 de agosto de 2017

5 EDP 2 Sumário Autoprodução 3 Redução dos Limites de Acesso ao Mercado Livre 10 Destravamento da Obrigação de Contratação 16 Possibilidade de Redução dos Custos de Transação na Transmissão 19 Regras Comerciais para máximo acoplamento entre formação de preço e operação 21 Possibilidade de Redução dos Custos de Transação na Geração 25 Possibilidade de Separação de Lastro e Energia 30 Sobrecontratação Involuntária decorrente da migração de consumidores para o mercado livre 34 Diretrizes e Compromissos para Fixação de Tarifas 38 Subsídios às Fontes Incentivadas 42 Racionalização dos Descontos da CDE 45 Riscos e Racionalização de Custos dos Contratos Regulados 50 Desjudicialização do Risco Hidrológico 59 Reserva Global de Reversão para Transmissão 63 Parcelamento de Débitos de Ações Pendentes de Resolução 66 Descotização e Privatização 68 Antecipação da Convergência da CDE 75 Prorrogação de Usinas Hidrelétricas até 50 MW 80

6 3 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro Grupo 1 Autoprodução NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 NÃO HÁ Art. 14-A Considera-se autoprodutor de energia elétrica o consumidor que receba outorga para produzir energia por sua conta e risco. Art. 14-A A autoprodução se caracteriza pela outorga de concessão, autorização ou registro para uma instalação produzir energia elétrica destinada prioritariamente para o seu uso e que seja predominantemente exportadora. Nota Técnica 4 Nota Técnica /95 NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ 1º É assegurado ao autoprodutor de energia elétrica o direito de acesso às redes de transmissão e distribuição de energia elétrica. 2º Também é considerado autoprodutor o consumidor que: I - participe da sociedade empresarial titular da outorga, limitada à proporção da participação societária com direito a voto; e 1º A exploração da energia excedente se dará em regime de produção independente de energia, sendo assegurado o livre acesso às redes de transmissão e distribuição de energia elétrica, mediante o ressarcimento do custo de transporte envolvido. 2º As linhas de transmissão de interesse restrito aos empreendimentos de autoprodução poderão ser concedidas ou autorizadas, simultânea ou complementarmente, aos respectivos atos de outorga.

7 EDP 4 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP II - esteja sob controle societário comum, direto ou indireto, ou sejam controladoras, controladas ou coligadas às empresas do inciso I, limitada às proporções resultantes de participação societária com direito a voto. Nota Técnica 4 Nota Técnica 4 Nota Técnica /95 NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ 3º A destinação da energia autoproduzida independe da localização geográfica da geração e do consumo, ficando o autoprodutor responsável por diferenças de preços entre o local de produção e o local de consumo. 4º O pagamento de encargos pelo autoprodutor, para as suas unidades consumidoras com carga mínima de kw (três mil quilowatts), deverá ser apurado com base no consumo líquido. 5º Considera-se consumo líquido do autoprodutor o máximo entre: I o consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida; e II a compra pelo autoprodutor de energia elétrica de terceiros até o limite do consumo total. 3º A partir de 1º de janeiro de 2018, os autoprodutores com capacidade instalada inferior a 1000 kw deverão ser representados por um agente de comercialização perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE, de que trata o art. 4º da Lei nº , de 15 de março de 2004, conforme regulamento. 4º O pagamento de encargos pelo autoprodutor, para as suas unidades consumidoras com carga mínima de kw (três mil quilowatts), deverá ser apurado com base no consumo líquido. 5º Considera-se consumo líquido do autoprodutor o máximo entre: I o consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida; e II a compra pelo autoprodutor de energia elétrica de terceiros até o limite do consumo total.

8 5 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 NÃO HÁ 6º A energia elétrica autoproduzida considerada para o cálculo do consumo líquido para fins de pagamento de encargos será equivalente, no máximo: I - à garantia física ou energia assegurada do empreendimento outorgado; e II - à geração verificada anual, caso o empreendimento outorgado não possua garantia física ou energia assegurada. 6º A energia elétrica autoproduzida considerada para o cálculo do consumo líquido para fins de pagamento de encargos será equivalente, no máximo: I - à garantia física ou energia assegurada do empreendimento outorgado; e II - à geração verificada anual, caso o empreendimento outorgado não possua garantia física ou energia assegurada. Nota Técnica /95 NÃO HÁ 7º A apuração da energia elétrica autoproduzida deverá observar os limites de que trata 2º e descontar vendas a terceiros que superem a parcela de energia do não destinada à autoprodução. 7º A apuração da energia elétrica autoproduzida deverá observar os limites de que trata 2º e descontar vendas a terceiros que superem a parcela de energia do não destinada à autoprodução. Nota Técnica /95 NÃO HÁ Art. 14-B O aproveitamento de potencial hidrelétrico para fins de autoprodução se dará em regime de produção independente de energia. Art. 14-B As instalações que produzam energia elétrica para o seu uso e que sejam predominantemente importadoras são elegíveis para se constituir como carga própria do autoprodutor, desde que atendidas as seguintes condições: I - mesma pessoa física ou jurídica; II - que participe da sociedade empresarial titular da outorga, limitada à proporção da participação societária com direito a voto; e ou

9 EDP 6 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 4 Nota Técnica 4 Nota Técnica /95 NÃO HÁ NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ NÃO HÁ III - que esteja sob controle societário comum, direto ou indireto, ou sejam controladoras, controladas ou coligadas às empresas do inciso I, limitada às proporções resultantes de participação societária com direito a voto. 1º Os consumidores indicados no caput deverão se submeter às regras de comercialização livre ou cativa, conforme cada caso. 2º As instalações indicadas no Inciso I estão isentas do pagamento dos encargos setoriais sobre a parcela do seu consumo próprio produzida pelo autoprodutor, nos primeiros 5 (cinco) anos, contados a partir da publicação dessa Lei ou da entrada em operação comercial da central geradora. 3º A destinação da energia autoproduzida independe da localização geográfica da geração e do consumo, ficando o autoprodutor responsável por diferenças de preços ou tarifas entre o local de produção e o local de consumo. Nota Técnica /95 NÃO HÁ Art. 14-C As linhas de transmissão de interesse restrito aos empreendimentos de autoprodução poderão ser concedidas ou autorizadas, simultânea ou complementarmente, aos respectivos atos de outorga. Art. 14-C As linhas de transmissão de interesse restrito aos empreendimentos de autoprodução poderão ser concedidas ou autorizadas, simultânea ou complementarmente, aos respectivos atos de outorga.

10 7 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 4 Nota Técnica / /07 Art. 3º-A Os custos decorrentes da contratação de energia de reserva de que trata o art. 3º desta Lei, contendo, dentre outros, os custos administrativos, financeiros e encargos tributários, serão rateados entre todos os usuários finais de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN, incluindo os consumidores referidos nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, e no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e os autoprodutores apenas na parcela da energia decorrente da interligação ao SIN, conforme regulamentação. Art. 26. Para fins de pagamento dos encargos relativos à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, ao Programa de Incentivos de Fontes Alternativas - PROINFA e à Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis dos Sistemas Isolado - CCC-ISOL, equipara-se a autoprodutor o consumidor que atenda cumulativamente aos seguintes requisitos: I - que venha a participar de sociedade de propósito específico constituída para explorar, mediante autorização ou concessão, a produção de energia elétrica; Art. 3º-A Os custos decorrentes da contratação de energia de reserva de que trata o art. 3. desta Lei nº, contendo, dentre outros, os custos administrativos, financeiros e encargos tributários, serão rateados entre todos os usuários finais de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN, incluindo os consumidores referidos nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, e no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e os autoprodutores na parcela do consumo líquido, conforme regulamentação. Art. 26. Para fins de pagamento dos encargos relativos à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, ao Programa de Incentivos de Fontes Alternativas - PROINFA e à Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis dos Sistemas Isolado - CCC-ISOL, equipara-se a autoprodutor o consumidor que atenda cumulativamente aos seguintes requisitos: I - que venha a participar de sociedade de propósito específico constituída para explorar, mediante autorização ou concessão, a produção de energia elétrica; SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO

11 EDP 8 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP II - que a sociedade referida no inciso I deste artigo inicie a operação comercial a partir da data de publicação desta Lei; e III - que a energia elétrica produzida no empreendimento deva ser destinada, no todo ou em parte, para seu uso exclusivo. II - que a sociedade referida no inciso I deste artigo inicie a operação comercial a partir da data de publicação desta Lei; e III - que a energia elétrica produzida no empreendimento deva ser destinada, no todo ou em parte, para seu uso exclusivo. Nota Técnica /07 1º A equiparação de que trata este artigo limitar-se-á à parcela da energia destinada ao consumo próprio do consumidor ou a sua participação no empreendimento, o que for menor. 1º A equiparação de que trata este artigo limitar-se-á à parcela da energia destinada ao consumo próprio do consumidor ou a sua participação no empreendimento, o que for menor. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /07 2º A regulamentação deverá estabelecer, para fins de equiparação, montantes mínimos de demanda por unidade de consumo. 2º A regulamentação deverá estabelecer, para fins de equiparação, montantes mínimos de demanda por unidade de consumo. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /07 3º Excepcionalmente, em até 120 (cento e vinte) dias contados da data de publicação desta Lei, os investidores cujas sociedades de propósito específico já tenham sido constituídas ou os empreendimentos já tenham entrado em operação comercial poderão solicitar à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL a equiparação de que trata este artigo. 3º Excepcionalmente, em até 120 (cento e vinte) dias contados da data de publicação desta Lei, os investidores cujas sociedades de propósito específico já tenham sido constituídas ou os empreendimentos já tenham entrado em operação comercial poderão solicitar à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL a equiparação de que trata este artigo. SEM ALTERAÇÃO

12 9 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /07 4º A participação no empreendimento de que trata o 1º será calculada como o menor valor entre: I - a proporção das ações com direito a voto detidas pelos acionistas da sociedade de propósito específico outorgada; e II - o produto da proporção das ações com direito a voto detidas pelos acionistas da sociedade diretamente participante da sociedade de propósito específico outorgada pela proporção estabelecida no inciso I. 4º A participação no empreendimento de que trata o 1º será calculada como o menor valor entre: (Incluído pela Lei nº , de 2015) I - a proporção das ações com direito a voto detidas pelos acionistas da sociedade de propósito específico outorgada; e (Incluído pela Lei nº , de 2015) II - o produto da proporção das ações com direito a voto detidas pelos acionistas da sociedade diretamente participante da sociedade de propósito específico outorgada pela proporção estabelecida no inciso I. (Incluído pela Lei nº , de 2015) SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /13 2º Todo o excedente de energia elétrica não consumida pelas unidades consumidoras do titular da concessão de autoprodução será liquidado no mercado de curto prazo ao Preço de Liquidação de Diferenças - PLD. 2º Todo o excedente de energia elétrica não consumida pelas unidades consumidoras do titular da concessão de autoprodução será liquidado no mercado de curto prazo ao Preço de Liquidação de Diferenças - PLD. SEM ALTERAÇÃO

13 EDP 10 Grupo 1 Redução dos Limites de Acesso ao Mercado Livre NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 Art. 15. Respeitados os contratos de fornecimento vigentes, a prorrogação das atuais e as novas concessões serão feitas sem exclusividade de fornecimento de energia elétrica a consumidores com carga igual ou maior que kw, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kv, que podem optar por contratar seu fornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de energia elétrica. Art. 15. Respeitados os contratos de fornecimento vigentes, a prorrogação das atuais e as novas concessões serão feitas sem exclusividade de fornecimento de energia elétrica a consumidores com carga igual ou maior que kw, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kv, que podem optar por contratar seu fornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de energia elétrica. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /95 2º-A. A partir de 1º de janeiro de 2019, os consumidores que, em 7 de julho de 1995, consumirem carga igual ou superior a kw (três mil quilowatts) e forem atendidos em tensão inferior a 69 kv poderão optar pela compra de energia elétrica a 2º-A. A partir de 1º de janeiro de 2019, os consumidores que, em 7 de julho de 1995, consumirem carga igual ou superior a kw (três mil quilowatts) e forem atendidos em tensão inferior a 69 kv poderão optar pela compra de energia elétrica a 2º-A. A partir de 1º de janeiro de 2019, os consumidores que, em 7 de julho de 1995, consumirem carga igual ou superior a kw (três mil quilowatts) e forem atendidos em tensão inferior a 69 kv poderão optar pela compra de energia elétrica a

14 11 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 1 qualquer concessionário, permissionário ou autorizatário de energia elétrica do sistema. qualquer concessionário, permissionário ou autorizatário de energia elétrica do sistema /95 NÃO HÁ NÃO HÁ qualquer concessionário, permissionário ou autorizatário de energia elétrica do sistema. Art. 15-A. Até 31 de dezembro de 2020, as concessionárias de distribuição de energia elétrica deverão proceder a separação contábil das atividades relacionadas à gestão de energia daquelas de prestação de serviço de distribuição. Nota Técnica 1 Nota Técnica 1 Nota Técnica /95 NÃO HÁ NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ NÃO HÁ 1º Entende-se como prestação de serviço de distribuição as atividades de planejamento, construção, operação e manutenção das redes de distribuição, bem como a medição e o combate às perdas. 2º Entende-se como gestão de energia as atividades relacionadas ao gerenciamento do portfólio de energia elétrica, tais como a compra, venda, pagamento de encargos e faturamento. Art. 15-B Até 31 de dezembro de 2022, as concessionárias de distribuição de energia elétrica deverão proceder a separação comercial e jurídica das atividades relacionadas a gestão de energia daquelas de prestação de serviço de distribuição.

15 EDP 12 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 1 Nota Técnica /95 NÃO HÁ NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ NÃO HÁ 1º A separação de que trata o caput resultará na criação de um Comercializador de Energia Regulado, que deverá atender a todos os consumidores que não realizarem a opção de que trata o art º A tarifa do Comercializador de Energia Regulado será definida considerando o 2-F do art. 2 º da Lei nº , de 15 de março de 2004, bem como seu custo e margem operacional, tributos e outros componentes, devendo ser reajustada anualmente, conforme regulamento. Nota Técnica /95 Art. 16. É de livre escolha dos novos consumidores, cuja carga seja igual ou maior que kw, atendidos em qualquer tensão, o fornecedor com quem contratará sua compra de energia elétrica. Art. 16. É de livre escolha dos consumidores, cuja carga seja igual ou maior que kw, atendidos em qualquer tensão, o fornecedor com quem contratará sua compra de energia elétrica. Art. 16. É de livre escolha dos consumidores, cuja carga seja igual ou maior que kw, atendidos em qualquer tensão, o fornecedor com quem contratará sua compra de energia elétrica. Nota Técnica /95 NÃO HÁ 1ºA partir de 2020, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 2000 kw 1º A partir de 2020, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 2000 kw. Nota Técnica /95 NÃO HÁ 2º A partir de 2021, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 1000 kw. 2º Após a conclusão da separação de que trata o art. 15-A, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 75 kw.

16 13 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 1 Nota Técnica 1 Nota Técnica /95 NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ 3º A partir de 2022, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 500 kw. 4º A partir de 2024, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 400 kw. 5º A partir de 2028, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 75 kw. 3º A partir de 2024, se atendido a condição do parágrafo anterior, todos os consumidores, sem qualquer requisito mínimo de carga, atendidos em qualquer tensão, terão livre escolha quanto ao fornecedor com quem contratará sua compra de energia elétrica. 4º A partir de 2024, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 400 kw. 5º A partir de 2028, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 75 kw. Nota Técnica 1 Nota Técnica /95 NÃO HÁ 6º A partir de 1º de janeiro de 2018, no exercício da opção de que trata este art., os consumidores com carga inferior a 1000 kw deverão ser representados por um agente de comercialização perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE, de que trata o art. 4º da Lei nº , de 15 de março de /95 NÃO HÁ NÃO HÁ SEM ALTERAÇÃO Art.16-B As concessionárias, permissionárias e autorizadas de Distribuição deverão, a partir de 1º de janeiro de 2018, realizar campanhas informativas aos consumidores sobre as mudanças de que trata os 2º e 3º do art. 16, assegurado o repasse tarifário, conforme regulamento.

17 EDP 14 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /96 Art. 26. Cabe ao Poder Concedente, diretamente ou mediante delegação à ANEEL, autorizar: 5º Os aproveitamentos referidos nos incisos I e VI do caput deste artigo, os empreendimentos com potência igual ou inferior a kw (cinco mil quilowatts) e aqueles com base em fontes solar, eólica e biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a kw (cinquenta mil quilowatts) poderão comercializar energia elétrica com consumidor ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kw (quinhentos quilowatts), observados os prazos de carência constantes do art. 15 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, conforme regulamentação da Aneel, podendo o fornecimento ser complementado por empreendimentos de geração associados às fontes aqui referidas, visando à garantia de suas disponibilidades energéticas, mas limitado a 49% (quarenta e nove por cento) da energia média que produzirem, sem prejuízo do previsto nos 1º e 2º deste artigo. Art. 26. Cabe ao Poder Concedente, diretamente ou mediante delegação à ANEEL, autorizar: 5º Os aproveitamentos referidos nos incisos I e VI do caput deste art., os empreendimentos com potência igual ou inferior a kw (cinco mil quilowatts) e aqueles com base em fontes solar, eólica e biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a kw (cinquenta mil quilowatts) poderão comercializar energia elétrica com consumidor cuja carga seja maior ou igual a 500 kw (quinhentos quilowatts), observados os prazos de carência constantes do art. 15 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, conforme regulamentação da Aneel, podendo o fornecimento ser complementado por empreendimentos de geração associados às fontes aqui referidas, visando à garantia de suas disponibilidades energéticas, mas limitado a 49% (quarenta e nove por cento) da energia média que produzirem. SEM ALTERAÇÃO

18 15 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /96 NÃO HÁ 5º-A A partir de 1º de janeiro de 2018, no exercício da opção de que trata este art., os consumidores com carga inferior a 1000 kw deverão ser representados por um agente de comercialização perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE, de que trata o art. 4º da Lei nº , de 15 de março de SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /96 NÃO HÁ 5º-B A exigência de que trata o 5º- A não se aplica aos consumidores que realizarem a escolha prevista neste art. até 31 de dezembro de SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /96 NÃO HÁ 5º-C Os consumidores que realizarem a escolha prevista neste art. até 31 de dezembro de 2017 poderão se reunir por comunhão de interesses de fato ou de direito para fins de atendimento ao limite estabelecido no caput. 5º-C Os consumidores que realizarem a escolha prevista neste art. até 31 de dezembro de 2020 poderão se reunir por comunhão de interesses de fato ou de direito para fins de atendimento ao limite estabelecido no caput.

19 EDP 16 Grupo 2 Destravamento da Obrigação de Contratação NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 Art. 15. Respeitados os contratos de fornecimento vigentes, a prorrogação das atuais e as novas concessões serão feitas sem exclusividade de fornecimento de energia elétrica a consumidores com carga igual ou maior que kw, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kv, que podem optar por contratar seu fornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de energia elétrica. Art. 15. Respeitados os contratos de fornecimento vigentes, a prorrogação das atuais e as novas concessões serão feitas sem exclusividade de fornecimento de energia elétrica a consumidores com carga igual ou maior que kw, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kv, que podem optar por contratar seu fornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de energia elétrica. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /95 NÃO HÁ 7º-A O Ministério poderá reduzir a obrigação de contratação de que trata o 7º a percentual inferior à totalidade da carga. 7º-A A ANEEL poderá reduzir a obrigação de contratação de que trata o 7º a percentual inferior à totalidade da carga.

20 17 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Art. 3º Além das atribuições previstas nos incisos II, III, V, VI, VII, X, XI e XII do art. 29 e no art. 30 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, de outras incumbências expressamente previstas em lei e observado o disposto no 1º, compete à ANEEL: Art. 3º Além das atribuições previstas nos incisos II, III, V, VI, VII, X, XI e XII do art. 29 e no art. 30 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, de outras incumbências expressamente previstas em lei e observado o disposto no 1º, compete à ANEEL: Nota Técnica 1 Nota Técnica / /04 XVII - estabelecer mecanismos de regulação e fiscalização para garantir o atendimento à totalidade do mercado de cada agente de distribuição e de comercialização de energia elétrica, bem como à carga dos consumidores que tenham exercido a opção prevista nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de Art. 2º As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre: XVII - estabelecer mecanismos de regulação e fiscalização para garantir o atendimento ao mercado de cada agente de distribuição e de comercialização de energia elétrica, bem como à carga dos consumidores que tenham exercido a opção prevista nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de Art. 2º As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre: SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO

21 EDP 18 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 NÃO HÁ 1º-A O Ministério poderá reduzir a obrigação de contratação de que trata o caput a percentual inferior à totalidade da carga. 1º-A A ANEEL poderá reduzir a obrigação de contratação de que trata o caput a percentual inferior à totalidade da carga.

22 19 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro Grupo 2 Possibilidade de Redução dos Custos de Transação na Transmissão NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 Art. 17. O poder concedente deverá definir, dentre as instalações de transmissão, as que se destinam à formação da rede básica dos sistemas interligados, as de âmbito próprio do concessionário de distribuição, as de interesse exclusivo das centrais de geração e as destinadas a interligações internacionais. Art. 17. O poder concedente deverá definir, dentre as instalações de transmissão, as que se destinam à formação da rede básica dos sistemas interligados, as de âmbito próprio do concessionário de distribuição, as de interesse exclusivo das centrais de geração e as destinadas a interligações internacionais. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /95 NÃO HÁ 9º A contratação das instalações de transmissão poderá se dar por meio de centralizadora de contratos, destinada a atuar como contraparte dos titulares das instalações e dos usuários da rede, desde que resulte em redução de custos sistêmicos. 9º A contratação das instalações de transmissão deverá se dar por meio de centralizadora de contratos, destinada a atuar como contraparte dos titulares das instalações e dos usuários da rede., desde que resulte em redução de custos sistêmicos.

23 EDP 20 Nota Técnica /95 NÃO HÁ 10. Os custos de contratação, representação e gestão incorridos pela centralizadora serão alocados entre os usuários da rede, na proporção das tarifas definidas pela ANEEL. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /95 NÃO HÁ 11. O A CCEE poderá ser designada centralizadora de contratos pelo poder concedente. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /95 NÃO HÁ 12. Após instituição da centralizadora de contratos: I - os titulares das instalações de transmissão já contratadas poderão solicitar à ANEEL o aditamento dos contratos vigentes para atendimento enquadramento no 9º; II as contratações de novas instalações de transmissão serão realizadas diretamente com a centralizadora de contratos. 12. Após instituição da centralizadora de contratos: I - a ANEEL deverá realizar o aditamento dos contratos vigentes para os titulares das instalações de transmissão já contratadas, em atendimento ao 9º; II as contratações de novas instalações de transmissão serão realizadas diretamente com a centralizadora de contratos.

24 21 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro Grupo 2 Regras Comerciais para máximo acoplamento entre formação de preço e operação NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 Art. 1º A comercialização de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autorizados de serviços e instalações de energia elétrica, bem como destes com seus consumidores, no Sistema Interligado Nacional - SIN, dar-se-á mediante contratação regulada ou livre, nos termos desta Lei e do seu regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, deverá dispor sobre: Art. 1º A comercialização de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autorizados de serviços e instalações de energia elétrica, bem como destes com seus consumidores, no Sistema Interligado Nacional - SIN, dar-se-á mediante contratação regulada ou livre, nos termos desta Lei e do seu regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, deverá dispor sobre: SEM ALTERAÇÃO 4º Na operação do Sistema Interligado Nacional SIN, serão considerados: 4º Na operação do Sistema Interligado Nacional SIN, serão considerados:

25 EDP 22 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 I - a otimização do uso dos recursos eletroenergéticos para atender aos requisitos da carga, considerando as condições técnicas e econômicas para o despacho de usinas e de cargas que se habilitem como interruptíveis; 5º Nos processos de definição de preços e de contabilização e liquidação das operações realizadas no mercado de curto prazo, serão considerados intervalos de tempo e escalas de preços previamente estabelecidos que deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica, observando inclusive os seguintes fatores: I - o disposto nos incisos I a VI do 4º deste artigo; II - o mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico; e III - o tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica. I - a otimização do uso dos recursos eletroenergéticos para atender aos requisitos da carga, considerando as condições técnicas e econômicas para o despacho de usinas e de cargas que se habilitem como interruptíveis e a forma utilizada para definição dos preços de que trata o 5º-B; 5º Nos processos de definição de preços e de contabilização e liquidação das operações realizadas no mercado de curto prazo, serão considerados intervalos de tempo e escalas de preços previamente estabelecidos que deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica, observando inclusive os seguintes fatores: I - o disposto nos incisos I a VI do 4º deste artigo; II - eventual mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico; III - o tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica, que poderão ser adquiridos em mecanismo competitivo e remunerados por preço ou tarifa definida pela ANEEL. 5º Nos processos de definição de preços e de contabilização e liquidação das operações realizadas no mercado de curto prazo, serão considerados intervalos de tempo e escalas de preços previamente estabelecidos que deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica, observando inclusive os seguintes fatores: I - o disposto nos incisos I a VI do 4º deste artigo; II - eventual mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico; III - o tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica, que poderão ser adquiridos em mecanismo competitivo e remunerados por preço. ou tarifa definida pela ANEEL.

26 23 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 Nota Técnica 2 Nota Técnica 2 Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ 5º-A Até 1º de janeiro de 2020, a definição dos preços de que trata o 5º deve ser feita no máximo em intervalos de tempo horários. 5º-B A definição dos preços de que trata o 5º poderá se dar por meio de: I - regra de cálculo explícita que minimize o custo da operação de forma centralizada; ou II - ofertas de preço feitas por agentes de geração e por cargas que se habilitem como interruptíveis, com mecanismos de monitoramento de mercado que restrinjam práticas anticompetitivas /04 NÃO HÁ NÃO HÁ /04 NÃO HÁ NÃO HÁ NÃO HÁ 5º-C O código-fonte e os algoritmos dos modelos computacionais utilizados para operação, planejamento e definição de preços deverão ser públicos. SEM ALTERAÇÃO 5º-B A definição dos preços de que trata o 5º deverá se dar por meio de ofertas de preço feitas por agentes de geração e por cargas que se habilitem como interruptíveis, com mecanismos de monitoramento de mercado que restrinjam práticas anticompetitivas. 5º-C Até que seja implementada a definição de preços de que trata o parágrafo anterior, poderá ser utilizada regra de cálculo explícita que minimize o custo da operação de forma centralizada. 5º-D Os modelos computacionais utilizados para planejamento, operação e definição de preços deverão ser escolhidos mediante processo concorrencial, pelos critérios de técnica e preço, com periodicidade de cinco anos. 5-E O código-fonte e os algoritmos dos modelos computacionais utilizados para operação, planejamento e definição de preços deverão ser públicos.

27 EDP 24 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 2 Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ 6º A comercialização de que trata este artigo será realizada nos termos da Convenção de Comercialização, a ser instituída pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, que deverá prever: II - as garantias financeiras; 6º A comercialização de que trata este artigo será realizada nos termos da Convenção de Comercialização, a ser instituída pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, que deverá prever: II - as garantias financeiras, que poderão prever aporte de margem para mitigação de inadimplências na liquidação baseado nas exposições diárias; /04 NÃO HÁ NÃO HÁ 5º-F Os parâmetros técnicos dos empreendimentos de geração utilizados nos modelos computacionais devem ser submetidos à revisão com periodicidade não superior a 5 (cinco) anos, conforme regulamentação específica. 6º A comercialização de que trata este artigo será realizada nos termos da Convenção de Comercialização, a ser instituída pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, que deverá prever: II - as garantias financeiras, que deverão ser aportadas para mitigação de inadimplências na liquidação baseado nas exposições diárias e proporcionais aos riscos de cada agente; 6-A As garantias de que trata o inciso II do parágrafo anterior deverão ser geridas por meio de um agente garantidor, contratado por procedimento concorrencial.

28 25 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro Grupo 2 Possibilidade de Redução dos Custos de Transação na Geração NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 Art. 2º As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre: Art. 2º As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre: SEM ALTERAÇÃO

29 EDP 26 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 2º A contratação regulada de que trata o caput deste artigo deverá ser formalizada por meio de contratos bilaterais denominados Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR, celebrados entre cada concessionária ou autorizada de geração e todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição, devendo ser observado o seguinte: NÃO HÁ NÃO HÁ 2º A contratação regulada de que trata o caput deste art. deverá ser formalizada por meio de contratos bilaterais denominados Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR, celebrados entre cada concessionária ou autorizada de geração e todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição ou pessoa jurídica destinada a atuar como centralizadora de contratos, devendo ser observado o seguinte: 2º-B A centralizadora de contratos poderá representar as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição nos CCEAR celebrados com concessionárias ou autorizadas de geração. 2º-C O poder concedente estabelecerá as obrigações das concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição e de geração e da centralizadora de contratos, na formalização de que trata o 2º. 2º A partir de 1º de janeiro de 2019, a contratação regulada de que trata o caput deste art. deverá ser formalizada por meio de contratos bilaterais denominados Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR, celebrados entre cada concessionária ou autorizada de geração e todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição ou pessoa jurídica destinada a atuar como centralizadora de contratos, devendo ser observado o seguinte: SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO

30 27 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 NÃO HÁ 2º-D Poderá ser transferida à centralizadora a representação das concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição no pagamento da energia elétrica proveniente: I das cotas de garantia física de energia e de potência, adquirida junto à usina hidrelétrica prorrogada ou licitada nos termos da Lei nº , de 11 de janeiro de 2013; II dos empreendimentos de que trata o art. 11 da Lei nº , de 9 de dezembro de 2009; III de Itaipu, adquirida na forma da Lei nº 5.899, de 5 de julho de 1973, exceto no caso de comercialização nos termos do art. 14-A. 2º-D Até 31 de dezembro de 2019, deverá ser transferida à centralizadora a representação das concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição na gestão do portfólio de energia elétrica proveniente: I dos CCEAR vigentes, celebrados com concessionárias ou autorizadas de geração; II das cotas de garantia física de energia e de potência, adquirida junto à usina hidrelétrica prorrogada ou licitada nos termos da Lei nº , de 11 de janeiro de 2013; III dos empreendimentos de que trata o art. 11 da Lei nº , de 9 de dezembro de 2009; IV de Itaipu, adquirida na forma da Lei nº de 5 de julho de 1973, exceto no caso de comercialização nos termos do art. 14-A. V dos empreendimentos de que trata o art. 3º da Lei nº , de 26 de abril de VI - dos contratos de que trata o art. 21 dessa lei. VII - geração distribuída; VIII - energia contratada nos termos do art. 1º da Lei nº , 8 de dezembro de 2015.

31 EDP 28 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ NÃO HÁ 1º Para os fins deste artigo, os concessionários e os autorizados de geração, as concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de distribuição, os comercializadores e os consumidores enquadrados nos arts. 15 e 16 da Lei n o 9.074, de 7 de julho de 1995, deverão informar ao Poder Concedente a quantidade de energia necessária para atendimento a seu mercado ou sua carga. 2º-E Os custos de contratação, representação e gestão incorridos pela centralizadora serão alocados entre as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição, assegurado o repasse tarifário, conforme regulamento. 2º-F Os custos de aquisição da energia para a qual a centralizadora exerça representação serão repassados às tarifas de energia dos consumidores das concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição pelo preço médio ponderado dessa energia, conforme regulamento. 2º-G A CCEE poderá ser designada centralizadora de contratos pelo poder concedente, desde que esta opção não tenha mais custos tributários do que a contratação de outra empresa por meio de licitação. NÃO HÁ SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO

32 29 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ 1º-A A partir de 1º de janeiro de 2020, o Poder Concedente deverá calcular, conforme regulamento, a quantidade de energia necessária para atendimento à totalidade da carga nacional, cativo e livre, em substituição ao disposto no parágrafo anterior. Nota Técnica /09 NÃO HÁ Art. 11-A. Na contratação de Angra 1 e 2 na forma prevista pelo 2º-D do art. 2º da Lei nº , de 15 de março de 2004, a Eletronuclear deverá desistir, de forma expressa e irrevogável, da alternativa de comercialização da geração de Angra 1 e 2 prevista no art. 11. SEM ALTERAÇÃO

33 EDP 30 Grupo 2 Possibilidade de Separação de Lastro e Energia NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 Art. 3º O Poder Concedente homologará a quantidade de energia elétrica a ser contratada para o atendimento de todas as necessidades do mercado nacional, bem como a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão, a título de referência, o processo licitatório de contratação de energia. Art. 3º O Poder Concedente homologará o lastro de geração de cada empreendimento, definido como a sua contribuição ao provimento de confiabilidade sistêmica, e a quantidade de energia elétrica a serem contratadas para o atendimento de todas as necessidades do mercado nacional, bem como a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão, a título de referência, os processos licitatórios de contratação, conforme regulamento. SEM ALTERAÇÃO

34 31 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ NÃO HÁ NÃO HÁ 4º Será vedada a contratação da reserva de capacidade de que trata o 3º após a regulamentação e implementação da modalidade de contratação de lastro de geração prevista no art. 3º-C. Art. 3º-C O poder concedente poderá realizar, diretamente ou indiretamente, licitação para contratação de lastro de geração associado ao provimento de confiabilidade sistêmica necessária ao atendimento da expansão do consumo de energia elétrica. 1º A contratação de que trata o caput ocorrerá por meio da centralizadora de contratos prevista no art. 2º. 2º O poder concedente deverá prever e a forma, os prazos e as condições da contratação de que trata o caput e as diretrizes para a realização das licitações. SEM ALTERAÇÃO Art. 3º-C O poder concedente poderá realizar, diretamente ou indiretamente, licitação para contratação de lastro de geração associado ao provimento de confiabilidade sistêmica necessária ao atendimento da expansão do consumo de energia elétrica, conforme regulamento, que deverá conter, no mínimo: I a alocação isonômica de custos e riscos entre todos os agentes; II o definição das regras de transição a serem aplicadas para as usinas e contratos existentes; e III as responsabilidades e deveres da administração pública no processo de definição e contratação de lastro. SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO

35 EDP 32 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ NÃO HÁ 3º Os custos da contratação de que trata o caput serão pagos por meio encargo tarifário para essa finalidade e serão rateados na forma do art. 3º- A. 4º A centralizadora de contratos será responsável pela gestão das receitas do encargo de que trata 3º e das despesas da contratação de que trata o caput. 5º Na hipótese de a contratação de capacidade ser proveniente de fonte nuclear, sua contratação será realizada diretamente com a Eletronuclear. SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /04 NÃO HÁ 6º O poder concedente deverá estabelecer regra explícita para definição da capacidade a ser contratada para o sistema, conforme regulamento. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /04 NÃO HÁ 7º Na contratação de novos empreendimentos para aquisição de lastro geração, na forma deste art., deverão ser considerados, conforme regulamentação, os atributos técnicos e físicos dos empreendimentos habilitados no certame, tais como: I - confiabilidade; II velocidade de respostas às decisões de despacho; III contribuição para redução das perdas de energia elétrica; SEM ALTERAÇÃO

36 33 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP IV economicidade proporcionada ao sistema de transmissão ou de distribuição necessário ao escoamento da energia elétrica gerada; V capacidade de atendimento à demanda de energia elétrica nos momentos de maior consumo; e VI capacidade de regulação de tensão e de frequência.

37 EDP 34 Grupo 3 Sobrecontratação Involuntária decorrente da migração de consumidores para o mercado livre NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 Art. 4º As concessões, permissões e autorizações de exploração de serviços e instalações de energia elétrica e de aproveitamento energético dos cursos de água serão contratadas, prorrogadas ou outorgadas nos termos desta e da Lei nº 8.987, e das demais. Art. 4º As concessões, permissões e autorizações de exploração de serviços e instalações de energia elétrica e de aproveitamento energético dos cursos de água serão contratadas, prorrogadas ou outorgadas nos termos desta e da Lei nº 8.987, e das demais. SEM ALTERAÇÃO

38 35 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 Nota Técnica / As concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica poderão, conforme regulação da Aneel, negociar com consumidores de que tratam os arts. 15 e 16 desta Lei, afastada a vedação de que trata o inciso III do 5º, contratos de venda de energia elétrica lastreados no excesso de energia contratada para atendimento à totalidade do mercado. NÃO HÁ 13. As concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica poderão vender, em mecanismo centralizado estabelecido conforme regulação da ANEEL, contratos de energia elétrica lastreados no excesso de energia contratada para atendimento à totalidade do mercado com: I - consumidores de que tratam os arts. 15 e 16 desta Lei nº, afastada a vedação de que trata o inciso III do 5º; II comercializadores; III agentes de geração; e IV autoprodutores. 14. O resultado, positivo ou negativo, da venda de que trata o 13 será alocado aos custos de que trata o art. 16-B, limitado ao montante equivalente ao excesso involuntário de energia contratada decorrente das opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16. SEM ALTERAÇÃO 14. O resultado, positivo ou negativo, da venda de que trata o 13 será alocado aos custos de que trata o art. 16-B, limitado ao montante equivalente ao excesso involuntário de energia contratada decorrente das opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16.

39 EDP 36 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 Nota Técnica /95 Nota Técnica /95 NÃO HÁ NÃO HÁ NÃO HÁ Art. 16-A Os consumidores do Ambiente de Contração Regulada, de que trata a Lei nº , de 2004, que exercerem as opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16 deverão pagar, mediante encargo tarifário cobrado nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, na proporção do consumo de energia elétrica, os custos remanescentes das operações financeiras contratadas para atender à finalidade de modicidade tarifária de que trata o 13 do art. 13 da Lei nº , de 26 de abril de Art. 16-B Os custos das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica com excesso involuntário de energia contratada decorrente das opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16, serão pagos por todos os consumidores, mediante encargo tarifário cobrado nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, na proporção do consumo de energia elétrica. 1º Os custos de que trata o caput serão calculados pela Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO

40 37 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 NÃO HÁ 2º Deverá ser considerado no cálculo dos custos de que trata o caput o resultado, positivo ou negativo, da venda de que trata o 13 do art. 4º. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /95 NÃO HÁ Art. 16-C Os encargos de que tratam os art. 16-A e art. 16-B serão regulamentados pelo Poder Executivo e poderão ser movimentados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /95 NÃO HÁ Parágrafo único. Os valores relativos à administração dos encargos de que trata o caput, incluídos os custos administrativos e financeiros e os tributos, deverão ser custeados integralmente ao responsável pela movimentação. SEM ALTERAÇÃO

41 EDP 38 Grupo 3 Diretrizes e Compromissos para Fixação de Tarifas NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Art. 3º Além das atribuições previstas nos incisos II, III, V, VI, VII, X, XI e XII do art. 29 e no art. 30 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, de outras incumbências expressamente previstas em lei e observado o disposto no 1º, compete à ANEEL: Art. 3º Além das atribuições previstas nos incisos II, III, V, VI, VII, X, XI e XII do art. 29 e no art. 30 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, de outras incumbências expressamente previstas em lei e observado o disposto no 1º, compete à ANEEL: Art. 3º Além das atribuições previstas nos incisos II, III, V, VI, VII, X, XI e XII do art. 29 e no art. 30 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, de outras incumbências expressamente previstas em lei e observado o disposto no 1º, compete à ANEEL: Nota Técnica /96 XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, sendo que as de transmissão devem ser baseadas nas seguintes diretrizes: XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, baseadas nas seguintes diretrizes: XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, baseadas nas seguintes diretrizes: b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes que mais onerem o sistema de transmissão; b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes que mais onerem o sistema de transmissão; c) utilizar, quando viável técnica e economicamente, o sinal locacional no sistema de distribuição; e b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes que mais onerem o sistema de transmissão; c) utilizar, quando viável técnica e economicamente, o sinal locacional no sistema de distribuição; e

42 39 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP d) valorizar eventuais benefícios da geração de energia elétrica próxima da carga. d) valorizar eventuais benefícios da geração de energia elétrica próxima da carga. Nota Técnica /96 NÃO HÁ Art. 15-A As modalidades tarifárias de fornecimento de energia elétrica aplicadas às unidades consumidoras, independente da tensão de fornecimento em que essas unidades são atendidas: I devem contemplar a cobrança segregada da tarifa de consumo de energia elétrica ativa, da tarifa pelo uso da rede de distribuição e transmissão e do componente encargos setoriais; e II podem prever tarifas diferenciadas por horário. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /96 NÃO HÁ 1º A tarifa pelo uso da rede de distribuição e transmissão não poderá ser cobrada em Reais por unidade de energia elétrica consumida, vedação não extensiva aos componentes perdas e encargos setoriais. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /96 NÃO HÁ 2º A implantação da segregação e da cobrança de que trata este art. deverá ocorrer até 31 de dezembro de SEM ALTERAÇÃO

43 EDP 40 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /96 NÃO HÁ Art. 15-B A fatura de energia elétrica deverá discriminar, para qualquer tensão de fornecimento: I - as tarifas segregadas de que tratam o inciso I do art. 15-A; e II os valores correspondentes à compra de energia elétrica, ao serviço de distribuição de energia elétrica, ao serviço de transmissão de energia elétrica, às perdas de energia de energia e aos encargos setoriais. SEM ALTERAÇÃO Art. XX. O Poder Concedente deverá, até 31 de dezembro de 2018, estabelecer diretrizes para a infraestrutura do sistema de medição do setor elétrico, com ênfase na modernização do parque de medição, contendo, no mínimo: Nota Técnica 3 NOVA NÃO HÁ NÃO HÁ I - o sistema específico de financiamento que deverá contar com a participação dos beneficiários; II - a normatização e regulação dos sistemas de medição, incluindo a tecnologia de comunicação; III as regras para reconhecimento tarifário dos custos condizentes com o tempo de vida útil de medidores e a eventual baixa antecipada dos medidores a serem retirados de serviço;

44 41 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP IV - a possibilidade do uso conjunto do sistema de medição entre os serviços de fornecimento de energia elétrica, gás natural e água canalizada; V - a criação de mecanismos que propiciem a diminuição dos custos finais ao usuário; VI - o estabelecimento de estrutura tarifária para o pré-pagamento de energia elétrica. VII - o fomento a projetos que utilizem sistemas de medição com múltiplas funções e serviços.

45 EDP 42 Grupo 3 Subsídios às Fontes Incentivadas NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Art. 26. Cabe ao Poder Concedente, diretamente ou mediante delegação à ANEEL, autorizar: Art. 26. Cabe ao Poder Concedente, diretamente ou mediante delegação à ANEEL, autorizar: Nota Técnica /96 1º-C. Os percentuais de redução a que se referem os 1º, 1º-A e 1º-B não serão aplicados aos empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada que tiverem suas outorgas de autorização prorrogadas. 1º-C Os percentuais de redução a que se referem os 1º, 1º-A e 1º-B: I - não serão aplicados aos empreendimentos após o fim do prazo da outorga atual; e II serão aplicados aos empreendimentos outorgados até 31 de dezembro de SEM ALTERAÇÃO

46 43 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 4 Nota Técnica /96 NÃO HÁ 9.427/96 NÃO HÁ 1º-D Para outorgas concedidas a novos empreendimentos entre 1º de janeiro de 2018 e 31 de dezembro de 2029, deverá ser pago prêmio de incentivo ao gerador em função de cada unidade de energia produzida, exceto para consumo próprio, com observância das seguintes características: I - aproveitamento referido no inciso I do caput deste art.; II - empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a kw (cinco mil quilowatts); III empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, incluindo proveniente de resíduos sólidos urbanos e rurais. 1º-E O prêmio de que trata o 1º-D: I - corresponderá ao valor médio, em reais por unidade produzida de energia elétrica, exceto aquela destinada a consumo próprio, pago no ano de 2016, nos termos dos 1º, 1º- A e 1º-B, corrigido pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), ou outro que o substituir; 1º-D Para outorgas concedidas a novos empreendimentos e para as unidades consumidores que realizem instalação de empreendimentos em regime de micro e mini geração ou autoprodução, entre 1º de janeiro de 2018 e 31 de dezembro de 2029, deverá ser pago prêmio de incentivo ao gerador em função de cada unidade de energia produzida, exceto para consumo próprio, com observância das seguintes características: I - aproveitamento referido no inciso I do caput deste art.; II - empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a kw (cinco mil quilowatts); III empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, incluindo proveniente de resíduos sólidos urbanos e rurais. 1º-E O prêmio de que trata o 1º-D: I - corresponderá ao valor médio, em reais por unidade produzida de energia elétrica, exceto aquela destinada a consumo próprio, pago no ano de 2016, nos termos dos 1º, 1º- A e 1º-B, corrigido pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), ou outro que o substituir;

47 EDP 44 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP II - será idêntico entre as fontes de que trata este art.; e III será pago ao titular da outorga. II - será idêntico entre as fontes de que trata este art.; e III será pago ao titular da outorga. Nota Técnica 4 Nota Técnica /96 NÃO HÁ 9.427/96 NÃO HÁ 1º-F O valor do prêmio de que trata o 1º-E: I - será calculado observando os percentuais incidentes na produção e no consumo e a participação proporcional dos tipos de empreendimentos beneficiários; e II será pago até 31 de dezembro de 2030 para empreendimentos outorgados entre 1º de janeiro de 2018 e 31 de dezembro de 2029; e III será pago pelo prazo da outorga atual, no caso de empreendimentos outorgados até 31 de dezembro de º-G Os titulares das outorgas dos empreendimentos de que tratam os 1º, 1º-A, 1º-B e inciso II do 1º-C poderão receber o prêmio de que trata o 1º-D desde que abdiquem da aplicação dos percentuais de redução previstos nos arts. 1º, 1º-A, 1º-B. 1º-F O valor do prêmio de que trata o 1º-E: I - será calculado observando os percentuais incidentes na produção e no consumo e a participação proporcional dos tipos de empreendimentos beneficiários; e II será pago até 31 de dezembro de 2030 para empreendimentos outorgados entre 1º de janeiro de 2018 e 31 de dezembro de 2029 e para unidades consumidores que realizem instalação de empreendimentos em regime de micro e mini geração ou autoprodução. III será pago pelo prazo da outorga atual, no caso de empreendimentos outorgados até 31 de dezembro de º-G Os titulares das outorgas dos empreendimentos de que tratam os 1º, 1º-A, 1º-B e inciso II do 1º-C poderão receber o prêmio de que trata o 1º-D desde que abdiquem da aplicação dos percentuais de redução previstos nos arts. 1º, 1º-A, 1º-B.

48 45 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro Grupo 3 Racionalização dos Descontos da CDE NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /02 NÃO HÁ Art. 13-A A partir de 1º de janeiro de 2019, os descontos de que trata o inciso VII do art. 13, serão convertidos em reais por unidade de consumo de energia elétrica, nos termos deste art. Art. 13-A A partir de 1º de janeiro de 2023, os descontos de que trata o inciso VII do art. 13, serão convertidos em reais por unidade de consumo de energia elétrica, nos termos deste art. e conforme metodologia a ser definida pela ANEEL. Nota Técnica /02 NÃO HÁ 1º A conversão de que trata o caput utilizará, como parâmetro, o valor desembolsado no ano de SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /02 NÃO HÁ 2º A soma do valor dos descontos de que trata o inciso VII do art. 13 não poderá ser superior ao valor desembolsado em 2016, corrigido pelo reajuste médio das prestadoras de serviço público de distribuição de energia elétrica. SEM ALTERAÇÃO

49 EDP 46 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 5 Nota Técnica 5 Nota Técnica /02 NÃO HÁ /02 NÃO HÁ /02 NÃO HÁ 3º O valor resultante da conversão, calculado na forma deste artigo, poderá ser corrigido anualmente pelo reajuste médio das prestadoras de serviço público de distribuição de energia elétrica, respeitado o limite previsto no 2º. 4º Os descontos de que trata o inciso VII do art. 13 poderão ser condicionados: I à exigência de contrapartidas dos beneficiários, condizentes com a finalidade do subsídio; e II a critérios de acesso, que considerem, inclusive, as condições sociais e econômicas do público alvo. 5º O disposto neste art. não se aplica aos descontos e ao prêmio de incentivo concedidos na forma dos 1º, 1º-A e 1º-B, 1º-C, 1º-D, 1º-E, 1º- F e 1º-G do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de SEM ALTERAÇÃO 4º Os descontos de que trata o inciso VII do art. 13 deverão ser condicionados: I à exigência de contrapartidas dos beneficiários, condizentes com a finalidade do subsídio, que considerem, inclusive, a adimplência do usuário, conforme regulamento; II a critérios de acesso e de permanência, que considerem, inclusive, as condições sociais e econômicas do público alvo, conforme regulamento. SEM ALTERAÇÃO 6º De 1º de janeiro de 2018 até 31 de dezembro de 2022, os descontos de que trata o inciso VII do art. 13 deverão ajustar-se gradual e uniformemente para atingir aquela prevista no caput.

50 47 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 5 Nota Técnica /02 Art. 25. Os descontos especiais nas tarifas de energia elétrica aplicáveis às unidades consumidoras classificadas na Classe Rural, inclusive Cooperativas de Eletrificação Rural, serão concedidos ao consumo que se verifique na atividade de irrigação e aquicultura desenvolvida em um período diário contínuo de 8h30m (oito horas e trinta minutos) de duração, facultado ao concessionário ou permissionário de serviço público de distribuição de energia elétrica o estabelecimento de escalas de horário para início, mediante acordo com os consumidores, garantido o horário compreendido entre 21h30m (vinte e uma horas e trinta minutos) e 6h (seis horas) do dia seguinte. NÃO HÁ /02 NÃO HÁ NÃO HÁ SEM ALTERAÇÃO 4º O desconto de que trata o caput será extinto a partir da operacionalização das tarifas diferenciadas por horário, conforme o disposto no inciso II do art. 15-A da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996.

51 EDP 48 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /10 Art. 1º A Tarifa Social de Energia Elétrica, criada pela Lei nº , de 26 de abril de 2002, para os consumidores enquadrados na Subclasse Residencial Baixa Renda, caracterizada por descontos incidentes sobre a tarifa aplicável à classe residencial das distribuidoras de energia elétrica, será calculada de modo cumulativo, conforme indicado a seguir: I - para a parcela do consumo de energia elétrica inferior ou igual a 30 (trinta) kwh/mês, o desconto será de 65% (sessenta e cinco por cento); II - para a parcela do consumo compreendida entre 31 (trinta e um) kwh/mês e 100 (cem) kwh/mês, o desconto será de 40% (quarenta por cento); III - para a parcela do consumo compreendida entre 101 (cento e um) kwh/mês e 220 (duzentos e vinte) kwh/mês, o desconto será de 10% (dez por cento); IV - para a parcela do consumo superior a 220 (duzentos e vinte) kwh/mês, não haverá desconto. NÃO HÁ Art. 1º A Tarifa Social de Energia Elétrica, criada pela Lei nº , de 26 de abril de 2002, para os consumidores enquadrados na Subclasse Residencial Baixa Renda, deverá ser definida como uma tarifa única em todo o território nacional, por faixa de consumo, conforme indicado a seguir: I - consumo inferior ou igual a 30 (trinta) kwh/mês; II - consumo compreendido entre 31 (trinta e um) kwh/mês e 100 (cem) kwh/mês; III - consumo compreendido entre 101 (cento e um) kwh/mês e 220 (duzentos e vinte) kwh/mês. 1º O valor da tarifa de que trata o caput será definido e atualizado conforme o disposto no art. 13-A da Lei nº , de 26 de abril de 2002.

52 49 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP 2º De 1º de janeiro de 2018 até 31 de dezembro de 2022, a tarifa social deverá ajustar-se gradual e uniformemente para atingir aquela prevista no caput.

53 EDP 50 Grupo 3 Riscos e Racionalização de Custos dos Contratos Regulados NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 Art. 2º As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre: Art. 2º As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre: Art. 2º As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre:

54 51 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /04 1º Na contratação regulada, a critério do Ministério de Minas e Energia, os riscos hidrológicos serão assumidos, total ou parcialmente, pelos geradores ou pelos compradores, com direito de repasse às tarifas dos consumidores finais, conforme as seguintes modalidades contratuais: I - Contratos de Quantidade de Energia; II - Contratos de Disponibilidade de Energia. 1º Na contratação regulada os riscos exposição ao mercado de curto prazo decorrente das decisões de despacho serão alocados conforme as seguintes modalidades: I Contratos por Quantidade de Energia, nos quais o risco fica com os vendedores, devendo ser a modalidade preferencial de contratação; II Contratos por Disponibilidade de Energia, nos quais o risco fica com os compradores, com direito de repasse às tarifas dos consumidores finais. 1º Na contratação regulada os riscos hidrológicos serão alocados conforme as seguintes modalidades: I Contratos por Quantidade de Energia, nos quais o risco fica com os vendedores, devendo ser a modalidade preferencial de contratação; II Contratos por Disponibilidade de Energia, nos quais o risco fica com os compradores, com direito de repasse às tarifas dos consumidores finais. Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ 1º-A Para os contratos firmados após 1º de janeiro de 2018, os riscos de que trata o parágrafo anterior serão os de exposição ao mercado de curto prazo decorrente das decisões de despacho, salvo aqueles alheios à gestão dos agentes, mantida a mesma alocação. Nota Técnica /04 NÃO HÁ Art. 2º-D. Os geradores que tenham vendido CCEAR por disponibilidade com custo variável unitário de operação superior ao preço máximo do mercado de curto prazo definido pela ANEEL poderão requerer à Agência a rescisão desse contrato. SEM ALTERAÇÃO

55 EDP 52 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 4 Nota Técnica 4 Nota Técnica 4 Nota Técnica /04 NÃO HÁ /04 NÃO HÁ /04 NÃO HÁ /04 NÃO HÁ 1º O volume máximo a ser rescindido nos termos do caput, por submercado ou por área definida por restrição operativa de transmissão, será definido pelo Ministério de Minas e Energia MME, a partir de estudos da Empresa de Pesquisa Energética EPE observada a segurança do abastecimento. 2º É assegurado o repasse às tarifas das concessionárias de distribuição de eventual exposição ao mercado de curto prazo decorrente da rescisão de que trata o caput, observada o máximo esforço dessas concessionárias na recompra dos montantes necessários ao atendimento de seus mercados, conforme regulamento. 3º Caso os requerimentos de rescisão superem o volume máximo definido pelo MME, a ANEEL deverá priorizar a rescisão dos CCEARs de maior custo variável unitário de operação. 4º Para que a rescisão seja efetivada, os geradores deverão quitar eventuais obrigações contratuais pendentes e penalidades, dispensado o pagamento da multa rescisória dos CCEARs. SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO

56 53 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 4 Nota Técnica 4 Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ /04 NÃO HÁ NÃO HÁ /04 NÃO HÁ NÃO HÁ 5º A substituição do volume rescindido por este artigo deverá ser realizada, preferencialmente no Regime de Geração de Base. Art. XXº Fica instituído o Regime de Geração de Base, o qual se caracteriza pela utilização de empreendimentos de geração de energia elétrica, novos ou existentes, de fonte térmica, para operação contínua, com vistas ao atendimento à segurança do fornecimento de energia elétrica. Parágrafo Único. Entende-se como operação contínua aquela que deve ocorrer sempre que o empreendimento se encontrar disponível, ressalvado o desligamento em prol da modicidade tarifária. Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ Art. XXº O Poder Concedente deverá incluir empreendimentos de geração de energia elétrica proveniente da fonte térmica, a partir de qualquer combustível, existentes ou novos, no Regime de Geração de Base, desde que atendam os seguintes critérios: I- Custo Variável Unitário menor ou igual a dois terços do preço teto do Preço de Liquidação de Diferenças; II- Relevância para o fornecimento de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional;

57 EDP 54 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 4 Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ /04 NÃO HÁ NÃO HÁ Parágrafo Único. A relevância de que trata o inciso II poderá ser demonstrada por meio de manifestação: I- Do Operador Nacional do Sistema, a pedido do empreendedor; II- Do próprio empreendedor, mediante apresentação de estudo fundamentado. Art. XXº Os empreendimentos integrantes do Regime de Geração de Base deverão ser contratados na modalidade de Disponibilidade e terão valores de Receita Fixa e Custo Variável Unitário, suficientes para garantir a operação contínua, contemplando, entre outros: I- Custos de aquisição dos combustíveis principais e auxiliares, inclusive descasamentos de preço e frete entre o mercado internacional e o nacional; II- Custos de operação e manutenção, bem como aqueles de origem estrutural, como manutenções profundas; III- Tributos e encargos; IV- Reposição de peças e componentes relacionados ao desgaste dos ativos; V- Peças sobressalentes em estoque, para reduzir o tempo de indisponibilidade;

58 55 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP VI- Investimentos em redundâncias e equipamentos, incluindo aqueles destinados à redução dos riscos de logística dos insumos; VII- Custos fixos do empreendimento, incluindo encargos da dívida e remuneração do empreendedor; VIII- Custos para atendimento de obrigações ambientais; Art. XXº Aos empreendimentos existentes, comercializados na modalidade de Disponibilidade, fica facultada a apresentação, no curso do procedimento de ingresso no Regime de Geração de Base, dos seguintes documentos: Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ I- Rol de investimentos necessários para adaptação do empreendimento ao novo regime, contemplando novos equipamentos, peças sobressalentes e redundâncias; II- Proposta de revisão dos valores de Receita Fixa e Custo Variável Unitário, de forma a preservar o equilíbrio econômico-financeiro, observado o artigo anterior;

59 EDP 56 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 4 Nota Técnica 4 Nota Técnica 4 Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ /04 NÃO HÁ NÃO HÁ /04 NÃO HÁ NÃO HÁ /04 NÃO HÁ NÃO HÁ Parágrafo Primeiro. O Poder Concedente deverá analisar os investimentos e custos apresentados e, no ato de inclusão do empreendimento, homologar os novos valores de Receita Fixa e Custo Variável Unitário, desde que este último respeite o limite previsto no inciso I do artigo 2º. Parágrafo Segundo. A depreciação e remuneração dos investimentos necessários para adaptação do empreendimento poderão ser inclusos na Receita Fixa do empreendimento, ou ressarcidos com recursos provenientes do encargo previsto no 10 do art. 1º da Lei nº , de 15 de março de Parágrafo Terceiro. O Poder Concedente deverá determinar, no ato de ingresso, a prorrogação do Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, quando necessário para: I- Minimizar o efeito do aumento da Receita Fixa sobre o consumidor; ou II- Garantir a segurança energética local ou nacional. Parágrafo Quarto. A prorrogação de que faz referência o parágrafo anterior fica limitada ao termo final do ato de outorga do empreendimento. Caso o prazo não seja suficiente para ressarcir integralmente os

60 57 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP investimentos, deverá o Poder Concedente promover indenização. Nota Técnica 4 Nota Técnica 4 Nota Técnica /04 NÃO HÁ NÃO HÁ /04 NÃO HÁ NÃO HÁ /04 NÃO HÁ NÃO HÁ Art. XXº O ressarcimento aos consumidores pela indisponibilidade de empreendimentos no Regime de Geração de Base passará a ser calculado de acordo com os seguintes procedimentos. Parágrafo Primeiro. O montante de ressarcimentos deverá ser calculado com base no produto entre a Receita Fixa Mensal, subtraída dos Encargos Setoriais e dos custos fixos declarados em Leilão, e o Fator de Redução de Receita de Longo Prazo. I O Fator de Redução de Receita de Longo Prazo corresponde à razão entre a disponibilidade apurada no intervalo de 60 (sessenta) meses e a disponibilidade informada pelo cálculo de Garantia Física. II Quando o Fator de Redução de Receita de Longo Prazo for inferior a 70%, ele assumirá este valor para compensação futura dos déficits apurados. Art. XXº Os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, dos empreendimentos existentes que venham a ingressar no Regime de

61 EDP 58 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Geração de Base, serão adequados, mediante aditivos contratuais, para refletir as alterações do Regime e retirar as disposições em contrário. Nota Técnica /04 Art. 2º As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre: NÃO HÁ Art. 2º As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional SIN deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre: Nota Técnica /04 5º Os processos licitatórios necessários para o atendimento ao disposto neste artigo deverão contemplar, dentre outros, tratamento para: I - energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes; II - energia proveniente de novos empreendimentos de geração; e III - fontes alternativas. NÃO HÁ 5º Os processos licitatórios necessários para o atendimento ao disposto neste artigo deverão contemplar, dentre outros, tratamento para: I - energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes; II - energia proveniente de novos empreendimentos de geração; e III - fontes alternativas. IV energia proveniente de empreendimentos do Regime de Geração de Base.

62 59 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro Grupo 4 Desjudicialização do Risco Hidrológico NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /15 Art. 1º O risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE poderá ser repactuado pelos geradores, desde que haja anuência da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2015, mediante contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica. Art. 1º O risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE poderá ser repactuado pelos geradores, desde que haja anuência da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2015, mediante contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica, observado o art. 2º. Art. 1º O risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE poderá ser repactuado pelos geradores, desde que haja anuência da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2015, mediante contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica, observado o art. 2º.

63 EDP 60 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /15 Art. 2º A Aneel deverá estabelecer, para aplicação a partir de 2017, a valoração, o montante elegível e as condições de pagamento para os participantes do MRE do custo do deslocamento da geração hidroelétrica decorrente de: I - geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito; II - importação de energia elétrica sem garantia física; e Art. 2º A Aneel deverá estabelecer, para aplicação a partir de 2017, a valoração, o montante elegível e as condições de pagamento para os participantes do MRE do custo do deslocamento da geração hidroelétrica decorrente de: I - geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito; II - importação de energia elétrica sem garantia física; e Art. 2º A Aneel deverá estabelecer, para aplicação a partir de 2017, a valoração, o montante elegível e as condições de pagamento para os participantes do MRE do custo do deslocamento da geração hidroelétrica decorrente de: I - geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito, por razões energéticas ou elétricas; II - importação de energia elétrica sem garantia física; e III - atraso de entrada de operação de empreendimentos de transmissão; IV - geração inflexível dos empreendimentos comercializados como energia de reserva. Nota Técnica /15 NÃO HÁ 1º É vedada a repactuação do risco hidrológico de que trata o art. 1º após a definição pela ANEEL dos parâmetros de que trata o caput. 1º É vedada a repactuação do risco hidrológico de que trata o art. 1º após a definição pela ANEEL dos parâmetros de que trata o caput.

64 61 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 6 Nota Técnica /15 NÃO HÁ /15 NÃO HÁ 2º Os parâmetros de que trata o caput serão aplicados retroativamente, a partir de 1º de janeiro de 2013, sobre a parcela da energia cujo agente de geração titular, até 31 de outubro de 2017, tenha: I - desistido ou não seja autor de ação judicial cujo objeto é a isenção ou mitigação de riscos hidrológicos relacionados ao MRE, ficando dispensados os honorários advocatícios em razão dessa extinção; II - renunciado a qualquer alegação de direito sobre a qual se funde a ação de que trata o inciso I, mediante protocolo de requerimento de extinção do processo com resolução do mérito; e III desistido da repactuação ou não tenha repactuado o risco hidrológico nos termos do art. 1º, para a respectiva parcela de energia. 3º O valor apurado decorrente da aplicação retroativa dos parâmetros de que trata o caput na forma do 3º será ressarcido ao agente de geração mediante extensão do prazo das outorgas vigentes com base em preço de referência compatível com o ressarcimento de que trata este, limitada a quinze anos, dispondo o gerador livremente da energia. 2º Os parâmetros de que trata o caput serão aplicados retroativamente, a partir de 1º de janeiro de 2013, sobre a parcela da energia cujo agente de geração titular, até 31 de outubro de 2017, tenha: I - desistido ou não seja autor de ação judicial cujo objeto é a isenção ou mitigação de riscos hidrológicos relacionados ao MRE, ficando dispensados os honorários advocatícios em razão dessa extinção; II - renunciado a qualquer alegação de direito sobre a qual se funde a ação de que trata o inciso I, mediante protocolo de requerimento de extinção do processo com resolução do mérito; e III desistido da repactuação ou não tenha repactuado o risco hidrológico nos termos do art. 1º, para a respectiva parcela de energia. 3º O valor apurado decorrente da aplicação retroativa dos parâmetros de que trata o caput na forma do 3º será ressarcido ao agente de geração mediante extensão do prazo das outorgas vigentes com base em preço de referência compatível com o ressarcimento de que trata este, limitada a quinze anos, dispondo o gerador livremente da energia.

65 EDP 62 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /15 NÃO HÁ 4º No caso de desistência da repactuação efetuada nos termos do 1º, para fins de enquadramento da respectiva parcela de energia no 2º: I - ficam preservados os resultados de alocação de riscos ocorridos até a data da desistência; e II soma-se a extensão de outorga calculada com base no 3º à prevista no inciso I do 6º do art. 1º. 4º No caso de desistência da repactuação efetuada nos termos do 1º, para fins de enquadramento da respectiva parcela de energia no 2º: I - ficam preservados os resultados de alocação de riscos ocorridos até a data da desistência; e II soma-se a extensão de outorga calculada com base no 3º à prevista no inciso I do 6º do art. 1º. Nota Técnica /15 NÃO HÁ NÃO HÁ 5º A opção de que trata o 2º deverá ser exercida em até 90 (noventa) dias contados a partir da divulgação de todos os parâmetros de que trata o caput, bem como das condições específicas para a aplicação retroativa.

66 63 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro Grupo 4 Reserva Global de Reversão para Transmissão NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Art. 4º Serão computadas no custo do serviço das empresas concessionárias, supridoras e supridas, quotas anuais da reversão, com a finalidade de prover recursos para reversão, encampação, expansão e melhoria dos serviços públicos de energia elétrica. Art. 4º Serão computadas no custo do serviço das empresas concessionárias, supridoras e supridas, quotas anuais da reversão, com a finalidade de prover recursos para reversão, encampação, expansão e melhoria dos serviços públicos de energia elétrica. Nota Técnica /71 [...] 4º O poder concedente definirá a destinação específica dos recursos da Reserva Global de Reversão (RGR) aos fins estipulados neste artigo: I - (Revogado pela Lei nº , de 2016) II - (Revogado pela Lei nº , de 2016) III - para custeio dos estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, [...] 4º O poder concedente definirá a destinação específica dos recursos da Reserva Global de Reversão (RGR) aos fins estipulados neste artigo: I - (Revogado pela Lei nº , de 2016) II - (Revogado pela Lei nº , de 2016) III - para custeio dos estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, SEM ALTERAÇÃO

67 EDP 64 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 6 bem como os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidroelétricos; IV - (Revogado pela Lei nº , de 2016) V - (Revogado pela Lei nº , de 2016) VI - para empréstimos destinados a custeio ou investimento a serem realizados por empresa controlada direta ou indiretamente pela União que tenha sido designada à prestação de serviço nos termos do 1º do art. 9º da Lei nº , de 11 de janeiro de 2013, ou por empresa autorizada conforme 7º do art. 9º da Lei nº , de 11 de janeiro de 2013; VII - para provimento de recursos para os dispêndios da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). [...] 5.655/71 NÃO HÁ bem como os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidroelétricos; IV - (Revogado pela Lei nº , de 2016) V - (Revogado pela Lei nº , de 2016) VI - para empréstimos destinados a custeio ou investimento a serem realizados por empresa controlada direta ou indiretamente pela União que tenha sido designada à prestação de serviço nos termos do 1º do art. 9º da Lei nº , de 11 de janeiro de 2013, ou por empresa autorizada conforme 7º do art. 9º da Lei nº , de 11 de janeiro de 2013; VII - para provimento de recursos para os dispêndios da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). 4º-A A RGR poderá, a critério do poder concedente, destinar recursos para pagar o componente tarifário das tarifas de uso do sistema de transmissão correspondente aos ativos previstos no art. 15, 2º, da Lei nº , de 11 de janeiro de SEM ALTERAÇÃO

68 65 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 6 Nota Técnica 6 Nota Técnica /71 NÃO HÁ / /13 Art. 15. A tarifa ou receita de que trata esta Lei deverá considerar, quando houver, a parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados, não depreciados ou não indenizados pelo poder concedente, e será revisada periodicamente na forma do contrato de concessão ou termo aditivo. 4º A critério do poder concedente e para fins de licitação ou prorrogação, a Reserva Global de Reversão - RGR poderá ser utilizada para indenização, total ou parcial, das parcelas de investimentos vinculados a bens reversíveis ainda não amortizados ou não depreciados. 4º-B A destinação de recursos nos termos do 4º-A será condicionada à inexistência de ações judiciais questionando os valores do respectivo componente tarifário. [...] Art. 15. A tarifa ou receita de que trata esta Lei deverá considerar, quando houver, a parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados, não depreciados ou não indenizados pelo poder concedente, e será revisada periodicamente na forma do contrato de concessão ou termo aditivo. 4º A critério do poder concedente e para fins de licitação ou prorrogação, a Reserva Global de Reversão - RGR poderá ser utilizada para indenização, total ou parcial, das parcelas de investimentos vinculados a bens reversíveis ainda não amortizados ou não depreciados. 4º-B A destinação de recursos nos termos do 4º-A será realizada aos agentes que, até 30 de abril de 2018, tenham: I - desistido ou não seja autor de ação judicial cujo objeto seja o componente tarifário de que trata o 4-A, ficando dispensados os honorários advocatícios em razão dessa extinção; II - renunciado a qualquer alegação de direito sobre a qual se funde a ação de que trata o inciso I, mediante protocolo de requerimento de extinção do processo com resolução do mérito. SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO

69 EDP 66 Grupo 4 Parcelamento de Débitos de Ações Pendentes de Resolução NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 6 Nota Técnica 6 NOVA NOVA NÃO HÁ NÃO HÁ Art. XX Ficam autorizados o parcelamento dos seguintes débitos de consumidores, comercializadores, concessionários, permissionários e autorizados de energia elétrica: I cotas da Conta de Desenvolvimento Energético CDE, de que trata a Lei nº , de 26 de abril de 2002; II pagamento do encargo de para cobertura dos custos dos serviços do sistema, de que trata o 10 do art. 1º da Lei nº , de 15 de março de º Os débitos que trata o caput serão: I - parcelados em até 120 (cento e vinte) prestações mensais fixas; e SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO

70 67 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 6 Nota Técnica 6 Nota Técnica 6 NOVA NOVA /04 NÃO HÁ NÃO HÁ Art As regras de comercialização deverão prever o pagamento de encargo para cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão, entre outros: I - a geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de transmissão dentro de cada submercado ou por razões de segurança energética, a ser alocada nos consumidores com possibilidade de diferenciação entre os submercados; II - corrigidos pela taxa do Sistema Especial de Liquidação e de Custódia (Selic) da data de sua constituição até a data de sua liquidação. 2º A adesão ao parcelamento de que trata o caput é condicionada à desistência expressa e irrevogável, até 31 de dezembro de 2017, da respectiva ação judicial e de qualquer outra, bem assim à renúncia do direito, sobre os mesmos débitos, sobre o qual se funda a ação. 3º Na desistência de que trata o 2º, ficam dispensados os honorários advocatícios em razão da extinção da ação. NÃO HÁ SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO 10. As regras de comercialização deverão prever o pagamento de encargo para cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão, entre outros: I - a geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de transmissão dentro de cada submercado ou por razões de segurança energética, a ser alocada nos consumidores com possibilidade de diferenciação entre os submercados; 11. O disposto no inciso I do 10 produzirá seus efeitos desde 8 de março de 2013.

71 EDP 68 Grupo 4 Descotização e Privatização NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 Art. 28. Nos casos de privatização, nos termos do artigo anterior, é facultado ao poder concedente outorgar novas concessões sem efetuar a reversão prévia dos bens vinculados ao respectivo serviço público. 1º Em caso de privatização de empresa detentora de concessão ou autorização de geração de energia elétrica, é igualmente facultado ao poder concedente alterar o regime de exploração, no todo ou em parte, para produção independente, inclusive, quanto às condições de extinção da concessão ou autorização e de encampação das instalações, bem como da indenização porventura devida. [...] Art. 28. Nos casos de privatização, nos termos do art. anterior, é facultado ao poder concedente outorgar novas concessões, pelo prazo de 30 (trinta) anos, sem efetuar a reversão prévia dos bens vinculados ao respectivo serviço público. 1º Em caso de privatização de empresa detentora de concessão ou autorização de geração de energia elétrica, o poder concedente alterará o regime de exploração para produção independente, inclusive, quanto às condições de extinção da concessão ou autorização e de encampação das instalações, bem como da indenização porventura devida. Art. 28. Nos casos de privatização, nos termos do art. anterior, é facultado ao poder concedente outorgar novas concessões, pelo prazo de 30 (trinta) anos, sem efetuar a reversão prévia dos bens vinculados ao respectivo serviço público. 1º Em caso de privatização de empresa detentora de concessão ou autorização de geração de energia elétrica, o poder concedente alterará o regime de exploração para produção independente, nos moldes do disposto no art. 3º da Lei nº , de 15 de março de 2004, inclusive, quanto às condições de extinção da concessão ou autorização e de encampação das instalações, bem como da indenização porventura devida.

72 69 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 NÃO HÁ 5º A privatização de que trata o caput deverá considerar: I o pagamento, no caso de concessão ou autorização de geração, de quota anual, em duodécimos, à Conta de Desenvolvimento Energético, de que trata a Lei nº , de 26 de abril de 2002, correspondente a um terço do benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão. II - o pagamento de bonificação de outorga anual, em duodécimos, correspondente a: a) dois terços do benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão, no caso de concessão ou autorização de geração; b) ao benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão, nos casos de concessão ou autorização de transmissão e distribuição. 5º A privatização de que trata o caput deverá considerar: I o pagamento, no caso de concessão ou autorização de geração, de quota anual, em duodécimos, à Conta de Desenvolvimento Energético, de que trata a Lei nº , de 26 de abril de 2002, correspondente ao benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão. II - o pagamento de bonificação de outorga anual, em duodécimos, correspondente a: a) dois terços do benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão, no caso de concessão ou autorização de geração; b) ao benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão, nos casos de concessão ou autorização de transmissão e distribuição. Nota Técnica /95 NÃO HÁ 6º O percentual de ágio obtido na privatização deverá ser aplicado sobre o valor do pagamento da bonificação de outorga anual apurado nos termos do inciso II do 5º. 6º O percentual de ágio obtido na privatização deverá ser aplicado na forma do parágrafo 5º.

73 EDP 70 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 NÃO HÁ 7º O disposto nesse art. se aplica inclusive às usinas hidrelétricas prorrogadas ou licitadas nos termos da Lei nº , de 11 de janeiro de SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica 6 Nota Técnica /95 NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ 8º Na privatização de pessoas jurídicas controladas direta ou indiretamente pela União alcançadas pelo 7º, desde que a transferência de controle seja realizada até 31 de dezembro de 2019, a bonificação de outorga mínima de que trata o inciso II do 5º será reduzida para: I - um terço do benefício econômicofinanceiro adicionado pelo novo contrato de concessão, no caso de concessão ou autorização de geração; e II dois terços do benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão, nos casos de concessão ou autorização de transmissão e distribuição. 9º Quando a privatização de pessoas jurídicas controladas direta ou indiretamente pela União alcançadas pelo 7º, na forma do 8º, abranger usinas hidrelétricas localizadas na Bacia do Rio São Francisco, a União deverá destinar parte do valor de que trata o inciso II do 8º a projetos de revitalização da Bacia do São Francisco. 8º Na privatização de pessoas jurídicas controladas direta ou indiretamente pela União, alcançadas pelo 7º, desde que a transferência de controle seja realizada até 31 de dezembro de 2019, a bonificação de outorga mínima de que trata o inciso II do 5º será reduzida para dois terços do benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão, nos casos de concessão ou autorização de transmissão e distribuição. SEM ALTERAÇÃO

74 71 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 6 Nota Técnica 6 Nota Técnica /95 NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ /13 Art. 8º As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas, nos termos desta Lei, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até 30 (trinta) anos. 6º A licitação de que trata o caput poderá utilizar os critérios estabelecidos nos incisos I e II do caput do art. 15 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, ou a combinação dos dois critérios. 10. O valor e a forma de destinação de que trata 9º serão definidos por comitê gestor, instituído conforme regulamento, com valor e prazo fixados no Edital do Leilão, a partir das necessidades de recursos para a revitalização da Bacia do Rio São Francisco com foco em ações que gerem recarga das vazões afluentes. 11. Quando precedida de cisão parcial ou constituição de subsidiária integral, é condição para a privatização na forma do 8º, que as despesas de caráter permanente da sociedade cindida ou da controladora sejam reduzidas ou transferidas à subsidiária integral em montante proporcional à receita oriunda dos ativos integrantes do patrimônio da sociedade resultante ou subsidiária a ser privatizada. Art. 8º As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas, nos termos desta Lei, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até 30 (trinta) anos. SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO Art. 8º As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas, nos termos desta Lei, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, nos moldes do disposto no art. 3º da Lei nº , de 15 de março de 2004, por até 30 (trinta) anos.

75 EDP 72 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /13 NÃO HÁ 2º-A Caso a licitação ocorra sem a reversão prévia de bens, o poder concedente poderá facultar ao então titular da outorga não prorrogada vender os bens reversíveis ao vencedor da licitação de que trata os art. 8º e art. 8º-A, nos termos das condições e valores definidos no edital de licitação. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /13 NÃO HÁ 2º-B Caso faça a opção pela venda de que trata o 2º-A, o então titular da outorga não prorrogada não fará jus à indenização correspondente às parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /13 NÃO HÁ 2º-C No caso de licitação de concessões de transmissão e de distribuição, a ANEEL definirá as condições de incorporação às tarifas dos bens vendidos nos termos do 2º-A. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /13 NÃO HÁ 2º-D É condição para o exercício da opção de que trata 2º-A a apresentação pelo então titular da outorga na prorrogada de termo de anuência quanto às condições e valores definidos no edital de licitação. SEM ALTERAÇÃO

76 73 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /13 NÃO HÁ 2º-E O edital de licitação poderá prever que o vencedor da licitação deduza do valor de venda definido no edital os créditos que tenha do então titular da outorga não prorrogada. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /13 NÃO HÁ 6º-A Aplica-se à licitação de que trata o caput o disposto no art. 28 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /13 NÃO HÁ Art. 8º-A As concessões de que trata o art. 1º, que vençam a partir de 1º de janeiro de 2018, devem ser licitadas. Art. 8º-A As concessões de que trata o art. 1º, que vençam a partir de 1º de janeiro de 2018 e que não sejam prorrogadas nos termos do 1º do art. 4º-E da Lei nº 9.074, de 7 de julho 1995, devem ser licitadas. Nota Técnica 6 Nota Técnica /13 NÃO HÁ Parágrafo único. Na licitação de que trata o caput, não se aplica o disposto nos 3º, 8º e 9º do art. 8º e inciso III do art. 2º-A da Lei nº 9.478, 6 de agosto de /13 NÃO HÁ NÃO HÁ SEM ALTERAÇÃO Art XX. As usinas hidrelétricas licitadas nos termos da Lei nº , de 11 de janeiro de 2013, poderão optar, conforme regulamento, pela alteração do regime de exploração para produção independente, nos moldes do disposto no art. 3º da Lei nº , de 15 de março de 2004, inclusive, quanto às condições de extinção da concessão ou autorização e de encampação das instalações, bem como da indenização porventura devida.

77 EDP 74 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /13 NÃO HÁ NÃO HÁ 1º A alteração implicará no pagamento do benefício econômicofinanceiro adicionado pelo novo contrato de concessão, nos mesmos termos do 5º do art. 28 da Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995, que será calculado previamente pelo Poder Concedente.

78 75 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro Grupo 4 Antecipação da Convergência da CDE NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /02 Art. 13. Fica criada a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE visando ao desenvolvimento energético dos Estados, além dos seguintes objetivos: Art. 13. Fica criada a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE visando ao desenvolvimento energético dos Estados, além dos seguintes objetivos:... XIV prover recursos para pagamento do prêmio de incentivo de que tratam 1º-D, 1º-E, 1º-F e 1º- G do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de SEM ALTERAÇÃO

79 EDP 76 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 5 Nota Técnica /02 1º Os recursos da CDE serão provenientes das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, das multas aplicadas pela Aneel a concessionárias, permissionárias e autorizadas, e dos créditos da União de que tratam os arts. 17 e 18 da Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de /02 NÃO HÁ 1º Os recursos da CDE serão provenientes: I - das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição; II - dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público; III - das multas aplicadas pela Aneel a concessionárias, permissionárias e autorizadas; IV - dos créditos da União de que tratam os arts. 17 e 18 da Lei nº , de 11 de janeiro de 2013; e V das quotas anuais pagas por concessionárias e autorizadas privatizadas, de que trata o art. 28 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de º-B. A partir de 1º de janeiro de 2023, o rateio das quotas anuais da CDE deverá ser proporcional ao mercado consumidor de energia elétrica atendido pelos concessionários e pelos permissionários de distribuição e de transmissão, expresso em MWh. 1º Os recursos da CDE serão provenientes: I - das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição; II - dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público; III - das multas aplicadas pela Aneel a concessionárias, permissionárias e autorizadas; IV - dos créditos da União de que tratam os arts. 17 e 18 da Lei nº , de 11 de janeiro de 2013; e V das quotas anuais pagas por concessionárias e autorizadas privatizadas, de que trata o art. 28 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; VI - dos pagamentos anuais realizados pelos, de que trata o 5º do art. 28 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995; VII - aportes de recursos públicos. SEM ALTERAÇÃO

80 77 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 5 Nota Técnica 5 Nota Técnica 5 Nota Técnica /02 NÃO HÁ /02 NÃO HÁ /02 NÃO HÁ /02 NÃO HÁ 3º-C. De 1º de janeiro de 2017 até 31 de dezembro de 2022, a proporção do rateio das quotas anuais da CDE deverá ajustar-se gradual e uniformemente para atingir aquela prevista no 3º-B. 3º-D. A partir de 1º de janeiro de 2023, o custo do encargo tarifário por MWh das quotas anuais da CDE pagas pelos consumidores atendidos em nível de tensão igual ou superior a 69 kv será 1/3 (um terço) daquele pago pelos consumidores atendidos em nível de tensão inferior a 2,3 kv. 3º-E. A partir de 1º de janeiro de 2023, o custo do encargo tarifário por MWh das quotas anuais da CDE pagas pelos consumidores atendidos em nível de tensão igual ou superior a 2,3 kv e inferior a 69 kv será 2/3 (dois terços) daquele pago pelos consumidores atendidos em nível de tensão inferior a 2,3 kv. 3º-F. De 1º de janeiro de 2017 até 31 de dezembro de 2022, o custo do encargo tarifário por MWh das quotas anuais da CDE deverá ajustar-se gradual e uniformemente para atingir as proporções previstas nos 3º-D e 3º-E. SEM ALTERAÇÃO 3º-D. A partir de 1º de janeiro de 2023, o custo do encargo tarifário por MWh das quotas anuais da CDE pagas pelos consumidores será diferenciado de acordo com o nível de tensão, com base em critérios técnicos e econômicos, a ser definido pela ANEEL. 3º-E. A partir de 1 o de janeiro de 2023, o custo do encargo tarifário por MWh das quotas anuais da CDE pagas pelos consumidores atendidos em nível de tensão igual ou superior a 2,3 kv e inferior a 69 kv será 2/3 (dois terços) daquele pago pelos consumidores atendidos em nível de tensão inferior a 2,3 kv. 3º-F. De 1º de janeiro de 2017 até 31 de dezembro de 2022, o custo do encargo tarifário por MWh das quotas anuais da CDE deverá ajustar-se gradual e uniformemente para atingir as proporções previstas nos 3º-D e 3º-E.

81 EDP 78 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 5 Nota Técnica 5 Nota Técnica / / /09 Art. 3º A Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, de que tratam o 3º do art. 1º e o art. 8º da Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993, passará a reembolsar, a partir de 30 de julho de 2009, o montante igual à diferença entre o custo total de geração da energia elétrica, para o atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada - ACR do Sistema Interligado Nacional - SIN, conforme regulamento. 2º-A. De 1º de janeiro de 2017 a 31 de dezembro de 2020, a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no ACR do SIN excluirá os encargos setoriais. 2º-B. A partir de 1 de janeiro de 2030, a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no ACR do SIN incluirá todos os encargos setoriais. Art. 3º A Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, de que tratam o 3º do art. 1º e o art. 8º da Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993, passará a reembolsar, a partir de 30 de julho de 2009, o montante igual à diferença entre o custo total de geração da energia elétrica, para o atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada - ACR do Sistema Interligado Nacional - SIN, conforme regulamento. 2º-A. De 1º de janeiro de 2017 a 31 de dezembro de 2017, a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no ACR do SIN excluirá os encargos setoriais. 2º-B. A partir de 1º de janeiro de 2023, a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no ACR do SIN incluirá todos os encargos setoriais. SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO

82 79 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /09 2º-C. De 1 de janeiro de 2021 a 31 de dezembro de 2029, à valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no ACR do SIN será acrescentado, gradativa e anualmente, 1/10 (um décimo) dos encargos setoriais. 2º-C. De 1º de janeiro de 2018 a 31 de dezembro de 2022, à valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no ACR do SIN será acrescentado, gradativa e anualmente, 1/5 (um quinto) dos encargos setoriais. SEM ALTERAÇÃO

83 EDP 80 Grupo 4 Prorrogação de Usinas Hidrelétricas até 50 MW NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 Art. 4º As concessões, permissões e autorizações de exploração de serviços e instalações de energia elétrica e de aproveitamento energético dos cursos de água serão contratadas, prorrogadas ou outorgadas nos termos desta e da Lei nº 8.987, e das demais. Art. 4º As concessões, permissões e autorizações de exploração de serviços e instalações de energia elétrica e de aproveitamento energético dos cursos de água serão contratadas, prorrogadas ou outorgadas nos termos desta e da Lei nº 8.987, e das demais. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica 5 Nota Técnica /95 NÃO HÁ 9.074/95 NÃO HÁ 15. As autorizações para exploração de aproveitamento hidráulico de potência maior que 3 MW (três megawatts) e inferior ou igual a 50MW (cinquenta megawatts) terão prazo de até trinta e cinco anos. 16. As autorizações de que trata o 15 poderão ser prorrogadas a critério do Poder Concedente por até trinta anos, desde que atendidas, no mínimo, as seguintes condições: Art. 4º-E. As concessões e autorizações para exploração de aproveitamento hidráulico de potência terão prazo de até trinta e cinco anos. 1º. O Poder Concedente deverá facultar aos concessionários e autorizados de que trata o caput a prorrogação da concessão, por trinta anos, desde que atendidas, no

84 81 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 NÃO HÁ I - pagamento pelo UBP informado pelo poder concedente; II - recolhimento da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH), de que trata a Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989, a partir da prorrogação da outorga, revertida integralmente ao Município de localidade do aproveitamento e limitada, para os aproveitamentos autorizados de potência maior que kw (cinco mil quilowatts) e igual ou inferior a kw (trinta mil quilowatts), a 50% (cinquenta por cento) do valor calculado conforme estabelecido no art. 17 da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; e III estejam em operação comercial. 17. Até 180 (cento e oitenta) dias antes do final do prazo da outorga, ou em período inferior caso o prazo remanescente da outorga na data de entrada em vigor deste parágrafo seja inferior a 1 (um) ano, o poder concedente informará ao titular da outorga, para os fins da prorrogação facultada no 16, o valor do UBP aplicável ao caso, que deverá atender aos princípios de razoabilidade e de viabilidade técnica e econômica e considerar inclusive os riscos e os tipos de exploração distintos, tanto de autoprodução, mínimo, as seguintes condições: I - estejam em operação comercial; II apresente desempenho técnico compatível com seu contrato de concessão ou autorização; III - estejam adimplente com as obrigações setoriais; 2º. Até 5 (cinco) anos antes do final do prazo da outorga, ou em período inferior caso o prazo remanescente da outorga na data de entrada em vigor deste parágrafo seja inferior a 5 (cinco) anos, o Poder Concedente informará ao titular da outorga, para os fins da prorrogação facultada no 1º o valor do: I - pagamento do benefício econômico, conforme disposto no 5º do art. 28.

85 EDP 82 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 NÃO HÁ como de produção para comercialização a terceiros, previstos na legislação. 18. Tendo sido comunicado do valor da UBP, o titular da outorga deverá ser manifestar em até 60 (sessenta) dias quanto ao interesse pela prorrogação, nos termos estabelecidos no 17. II - recolhimento da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH), de que trata a Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989, a partir da prorrogação da outorga, revertida integralmente ao Município de localidade do aproveitamento e limitada, para os aproveitamentos autorizados de potência maior que kw (cinco mil quilowatts) e igual ou inferior a kw (trinta mil quilowatts), a 50% (cinquenta por cento) do valor calculado conforme estabelecido no art. 17 da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998; e 3º A definição dos valores do parágrafo anterior deverá atender aos princípios de razoabilidade e de viabilidade técnica e econômica e considerar inclusive os riscos e os tipos de exploração distintos, tanto de autoprodução, como de produção para comercialização a terceiros, previstos na legislação.

86 83 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /95 NÃO HÁ 19. Não havendo, no prazo estabelecido no 18, manifestação de interesse do titular da outorga em sua prorrogação, o poder concedente instaurará processo licitatório para outorgar a novo titular a exploração da usina hidrelétrica. 4º. Tendo sido comunicado os valores de que trata o 2º, o titular da outorga deverá ser manifestar em até 180 (cento e oitenta) dias quanto ao interesse pela prorrogação. Nota Técnica /95 NÃO HÁ NÃO HÁ 5º. Não havendo, no prazo estabelecido no parágrafo anterior, manifestação de interesse do titular da outorga em sua prorrogação, o poder concedente instaurará processo licitatório para outorgar a novo titular a exploração da usina hidrelétrica, nos termos do art. 8º. Nota Técnica /13 Art. 2º A outorga de concessão e autorização para aproveitamento de potencial hidráulico maior que kw (cinco mil quilowatts) e inferior ou igual a kw (cinquenta mil quilowatts), desde que ainda não tenha sido prorrogada e esteja em vigor quando da publicação desta Lei, poderá ser prorrogada a título oneroso, em conformidade com o previsto no 1º-A. Art. 2º As concessões de geração de energia hidrelétrica de que trata o art. 1º, cuja potência da usina seja superior a 3 MW (três megawatts) e igual ou inferior a 50 MW (cinquenta megawatts) e que não foram prorrogadas nos termos daquele art., poderão, a critério do poder concedente, ser prorrogadas e terem o regime de outorga convertido para autorização, nos termos dos 16 a 19 do art. 4º da Lei nº 9.074, de 7 de julho de Art. 2º As concessões de geração de energia hidrelétrica de que trata o art. 1º, cuja potência da usina seja superior a 5 MW (cinco megawatts) e igual ou inferior a 50 MW (cinquenta megawatts) e que não foram prorrogadas nos termos daquele art., poderão, a critério do poder concedente, ser prorrogadas e terem o regime de outorga convertido para autorização, nos termos dos 4ºE da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.

87 EDP 84 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica 5 Nota Técnica / /13 1º O disposto no art. 1º não se aplica às prorrogações de que trata o caput. 1º-A. Ao titular da outorga de que trata o caput será facultado prorrogar o respectivo prazo de vigência por 30 (trinta) anos, nos termos da legislação vigente para essa faixa de potencial hidráulico, desde que se manifeste nesse sentido ao poder concedente em até 360 (trezentos e sessenta) dias após receber a comunicação do valor do Uso de Bem Público (UBP), referida no 1º-B, hipótese em que estará automaticamente assumindo, de forma cumulativa, as seguintes obrigações: I - pagamento pelo UBP informado pelo poder concedente; II - recolhimento da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH), de que trata a Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989, a partir da prorrogação da outorga, revertida integralmente ao Município de localidade do aproveitamento e limitada, para os aproveitamentos autorizados de potência maior que kw (cinco mil quilowatts) e igual ou inferior a kw (trinta 1º O disposto no art. 1º não se aplica às prorrogações de que trata o caput. 1º-A. Ao titular da outorga de que trata o caput será facultado prorrogar o respectivo prazo de vigência por 30 (trinta) anos, nos termos da legislação vigente para essa faixa de potencial hidráulico, desde que se manifeste nesse sentido ao poder concedente em até 360 (trezentos e sessenta) dias após receber a comunicação do valor do Uso de Bem Público (UBP), referida no 1º-B, hipótese em que estará automaticamente assumindo, de forma cumulativa, as seguintes obrigações: (Incluído pela Lei nº , de 2016) I - pagamento pelo UBP informado pelo poder concedente; II - recolhimento da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH), de que trata a Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989, a partir da prorrogação da outorga, revertida integralmente ao Município de localidade do aproveitamento e limitada, para os aproveitamentos autorizados de potência maior que kw (cinco mil quilowatts) e SEM ALTERAÇÃO SEM ALTERAÇÃO

88 85 Caderno Jurídico Propostas para Alterações do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP mil quilowatts), a 50% (cinquenta por cento) do valor calculado conforme estabelecido no art. 17 da Lei nº 9.648, de 27 de maio de igual ou inferior a kw (trinta mil quilowatts), a 50% (cinquenta por cento) do valor calculado conforme estabelecido no art. 17 da Lei nº 9.648, de 27 de maio de Nota Técnica /13 1º-B. Em no mínimo 2 (dois) anos antes do final do prazo da outorga, ou em período inferior caso o prazo remanescente da outorga na data de publicação desta Lei seja inferior a 2 (dois) anos, o poder concedente informará ao titular da outorga, para os fins da prorrogação facultada no 1º-A, o valor do UBP aplicável ao caso, que deverá atender aos princípios de razoabilidade e de viabilidade técnica e econômica e considerar inclusive os riscos e os tipos de exploração distintos, tanto de autoprodução, como de produção para comercialização a terceiros, previstos na legislação. 1º-B. Em no mínimo 2 (dois) anos antes do final do prazo da outorga, ou em período inferior caso o prazo remanescente da outorga na data de publicação desta Lei seja inferior a 2 (dois) anos, o poder concedente informará ao titular da outorga, para os fins da prorrogação facultada no 1º-A, o valor do UBP aplicável ao caso, que deverá atender aos princípios de razoabilidade e de viabilidade técnica e econômica e considerar inclusive os riscos e os tipos de exploração distintos, tanto de autoprodução, como de produção para comercialização a terceiros, previstos na legislação. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /13 2º Todo o excedente de energia elétrica não consumida pelas unidades consumidoras do titular da concessão de autoprodução será liquidado no mercado de curto prazo ao Preço de Liquidação de Diferenças - PLD. 2º Todo o excedente de energia elétrica não consumida pelas unidades consumidoras do titular da concessão de autoprodução será liquidado no mercado de curto prazo ao Preço de Liquidação de Diferenças - PLD. SEM ALTERAÇÃO

89 EDP 86 NT EDP Lei Texto Legal Atual Texto Proposto MME Texto Contribuição EDP Nota Técnica /13 3º A receita auferida pela liquidação de que trata o 2º poderá ser utilizada pelo autoprodutor no fomento a projetos de eficiência energética em suas instalações de consumo, durante todo o período da concessão. 3º A receita auferida pela liquidação de que trata o 2º poderá ser utilizada pelo autoprodutor no fomento a projetos de eficiência energética em suas instalações de consumo, durante todo o período da concessão. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /13 4º O disposto neste artigo também se aplica às concessões de geração de energia hidrelétrica destinadas à autoprodução, independentemente da potência, desde que não interligadas ao SIN. 4º O disposto neste artigo também se aplica às concessões de geração de energia hidrelétrica destinadas à autoprodução, independentemente da potência, desde que não interligadas ao SIN. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /13 5º O pagamento pelo UBP será revertido em favor da modicidade tarifária, conforme regulamento do poder concedente. 5º O pagamento pelo UBP será revertido em favor da modicidade tarifária, conforme regulamento do poder concedente. SEM ALTERAÇÃO Nota Técnica /13 6º Não havendo, no prazo estabelecido no 1º-A, manifestação de interesse do titular da outorga em sua prorrogação, o poder concedente instaurará processo licitatório para outorgar a novo titular a exploração do aproveitamento. 6º Não havendo, no prazo estabelecido no 1º-A, manifestação de interesse do titular da outorga em sua prorrogação, o poder concedente instaurará processo licitatório para outorgar a novo titular a exploração do aproveitamento. SEM ALTERAÇÃO

90

91 RESPONSÁVEL: ABEEÓLICA

92 CT 0036/17 São Paulo, 17 de agosto de MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME Exmo. Sr. Fernando Coelho Filho Ministro Esplanada dos Ministérios Bloco U 7 andar Brasília - DF Ref.: Consulta Pública nº 33 de 2017 sobre o Aprimoramento do Marco Legal do Setor Elétrico. Senhor Ministro, A Associação Brasileira de Energia Eólica - ABEEólica, na qualidade de representante do setor, vem, respeitosamente, por meio desta missiva, parabenizar e prestar o apoio institucional ao Ministério de Minas e Energia pela iniciativa de propor, por meio da Consulta Pública nº 33/2017, o aprimoramento do marco legal do setor elétrico. O ato transparente demonstra maturidade e interesse do poder público em perseguir um diálogo construtivo com todos os agentes do mercado de energia para que as suas experiências e entendimentos possam contribuir, de fato, para o aprimoramento regulatório do setor. Entendemos que as propostas apresentadas de mudanças, de forma geral, estão indo na direção correta, que é da busca da recuperação da racionalidade econômica do setor elétrico brasileiro. No entanto, considerando o objetivo de garantir o desenvolvimento sustentável do setor elétrico, em consonância com as questões relevantes ao planejamento energético do país e a expansão segura de nossa matriz, a despeito do prazo para manifestação e contribuições bastante reduzido, a ABEEólica fez um esforço de estudar minuciosamente as propostas e promover discussões exaustivas junto aos associados e aos conselheiros, para apresentar de forma cuidadosa nossas contribuições. Para contextualizar nossos pontos, adiantamos, a seguir, uma visão geral da estrutura que balizará os documentos anexos: ANEXO I Nota Técnica - Medidas Principais Ensejadoras de Discussão e ANEXO II Contribuições Gerais. As medidas efetivas de modernização e racionalização econômica do setor elétrico apresentadas por este Ministério na consulta em referência foram dispostas em 18 propostas e 4 grupos por identificação de 1 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

93 tema. Para a ABEEólica, também fracionamos as medidas, porém considerando níveis de urgência e necessidade em relação ao momento atual do setor elétrico. Nível 1 - Medidas Urgentes: ensejadoras de resolução imediata, pois possibilitam a retomada da confiança com a recuperação do mercado de curto prazo e assim possível implementação dos próximos níveis. Nível 2 Medidas Principais Ensejadoras de Discussão: são as que refletem relevância indiscutível para o mercado, e que podem transformar o setor, ou seja, são as que efetivamente compõe um novo modelo e, portanto, devem ser passíveis de discussões exaustivas junto a análises de impacto regulatório e mecanismos de transição. Nível 3 - Medidas Diversas: aperfeiçoamento do marco regulatório e correção de eventuais inconsistências; podendo ser consideradas como medidas importantes. O diagrama seguinte lista todas as medidas propostas na consulta pública demonstrando em qual nível elas se enquadram. 2 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

94 Ressaltamos, ainda, que a ABEEólica reconhece a necessidade de aperfeiçoamentos na estrutura do setor elétrico. Entre as claras motivações para mudança, listamos: o avanço tecnológico e inserção das fontes renováveis não convencionais na matriz elétrica; expansão dependente dos contratos longos provenientes do ambiente de contratação regulado; as dificuldades em viabilizar a expansão via mercado livre; o problema de desequilíbrio estrutural devido à migração de agentes entre os mercados, que contribuiu para uma sobrecontratação involuntária das distribuidoras; a inexistência de um mercado para contratação de serviços ancilares; eventuais serviços ancilares prestados não são remunerados de forma adequada; os sobrecustos aos consumidores que não possuem poder de decisão; a necessidade de precificar aspectos socioambientais para pautar uma expansão sustentável atendendo os compromissos assumidos na COP 21; os subsídios que provocam distorções dos preços e poderiam ser substituídos por mecanismos de mercado como certificados de energias renováveis; falta de boa sinalização de preço e operacionalização eficientes considerando recursos os disponíveis; dentre outros. 3 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

95 É notória a falta de um mecanismo de gerenciamento do lado da demanda, além de sinais adequados de preços para consumidores e investidores no atual modelo. Neste ponto, destaca-se que o modelo de preços nem sempre reflete a efetiva operação do sistema, o que explica grande parte das ineficiências, tanto do lado da oferta, quanto do lado da demanda do setor. Estabilidade, transparência, racionalidade e eficiência econômica precisam ser inseridos e ou recuperados no setor. Ao passo que sejam mantidos com grande zelo o sinal para a expansão dos investimentos e a segurança do suprimento, considerando com bastante atenção à dependência do tema com a bancabilidade do setor. Importante enfatizar a interdependência das propostas e a necessidade de implantação concatenada das medidas para obtenção dos resultados. Isso se refere, principalmente, às medidas principais ensejadora de discussão. A crível formação de preços, por exemplo, deve anteceder a separação de lastro e energia. As conexões entre as medidas também envolvem a ordem entre os níveis. O problema da judicialização, contemplada no Nível 1, é imprescindível para a implementação e a sustentabilidade do modelo proposto nos Níveis 2 e 3. Não menos importante, enfatizamos a necessidade de modelos de transição robustos, graduais e distribuídos no tempo de forma estruturada, para que não ocorra implosão do novo modelo antes mesmo de sua plena implantação. Com essa finalidade, apresentamos, no documento ANEXO I - Nota Técnica - Medidas Principais Ensejadoras de Discussão, dentre outras questões, uma proposta de transição, no sentido de permitir a financiabilidade da expansão da matriz elétrica, e, consequentemente, garantir a segurança de suprimento, no âmbito da separação de lastro e energia. É importante salientar que, no entendimento do ABEEólica, uma questão relevante não abordada no âmbito da CP nº 033/2017 é uma proposta de aprimoramento da governança das instituições do Setor Elétrico Brasileiro. Para garantir o funcionamento mais harmônico do Setor, as principais instituições (ilustradas na figura abaixo) deveriam ter seus papéis revisitados, evitando sobreposição de competências, considerando o modelo proposto. Entendemos que a sustentabilidade do mercado passa também pelo resgate dos papéis institucionais, com o benefício da credibilidade e confiança pelos agentes. Nesse sentido, cabe ao governo buscar sinergia e coordenação entre as instituições, dentro das instituições e entre os agentes. 4 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

96 Figura 1 Principais Instituições do Setor Elétrico. Fonte: ONS. Certos de contar com a atenção de V.Sa. diante de tema de grande relevância para o desenvolvimento do setor, agradecemos pela oportunidade ao tempos que nos colocamos à disposição. Atenciosamente, Elbia Gannoum Presidente Executiva 5 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

97 São Paulo, 17 de agosto de ANEXO I - Nota Técnica nº 01/2017 ABEEólica Assunto: Análise detalhada e propostas da ABEEólica para Consulta Pública Nº 33 de 2017 do MME 1. DO OBJETIVO DOS FATOS DA ANÁLISE DA PROPOSTA FORMAÇÃO DE PREÇOS DE CURTO PRAZO LASTRO E ENERGIA DAS CONSIDERAÇÕES DA CONCLUSÃO Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

98 1. Do Objetivo Por meio da Consulta Pública nº 33/2017, o MME trouxe uma proposta de medidas legais que tem por objetivo viabilizar o futuro do setor elétrico com sustentabilidade no longo prazo e ainda retomar a racionalidade econômica do mercado atual. Dentre as propostas de reestruturação, que representam mudanças estruturais no Setor Elétrico Brasileiro SEB, foram apresentadas medidas acerca da separação de lastro e energia, abertura do mercado livre e formação de preço. O objetivo desta nota técnica, é apresentar uma análise detalhada das medidas citadas e propor uma transição sustentável para o novo modelo do SEB, que permita alcançar a evolução regulatória almejada sem comprometer o sinal para a expansão dos investimentos em geração e a necessária segurança de suprimento do sistema. 2. Dos Fatos Nos últimos anos, a expansão da matriz elétrica mundial teve participação relevante das fontes renováveis complementares, que possuem custo variável nulo e, consequentemente, tem contribuído para redução dos preços de mercado de energia. Por conta disso, é possível e cada vez mais provável que ocorram situações em que o preço do mercado (spot) não seja suficiente para atrair novos investimentos em expansão da geração. Tal cenário é conhecido como Missing Money e se configura ou configurou em diversos países. Essa situação pode ser visualizada por meio da Figura 1, que apresenta a diferença entre o preço de mercado e o custo marginal de expansão. Figura 1 Cenário de Missing Money no Mundo - Fonte: CCEE / SPEES, et al. (2013) 7 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

99 Uma vez que a ausência de sinal de expansão compromete o nível desejado de segurança de suprimento, em alguns países a solução encontrada foi instituição dos mercados de capacidade, conforme descrito pela Figura 2. Figura 2 Mercados de Capacidade Explícitos - Fonte: CCEE, IEA (2016) e VIANA (2017) Neste ambiente, a financiabilidade dos projetos é pautada na expectativa da receita de dois produtos: capacidade e energia. Uma vez que a expectativa de preço de energia é uma das condições necessárias para viabilizar projetos de expansão de capacidade, é importante salientar que esse modelo tende a funcionar em países que possuem modelos de formação de preços críveis, ou seja, que apresentam regularidade estatística em suas distribuições de probabilidade e uma governança reconhecida pelos agentes de mercado. Ainda que haja grandes variações dos preços, nesses mercados, é possível estabelecer intervalos de confiança para os preços. Nos anos de 2001 e 2002, o Brasil vivenciou uma grande crise de suprimento de eletricidade que afetou especialmente as regiões Sudeste e Centro-Oeste. Dentre outras razões, a principal delas foi a ausência de investimentos na expansão da geração do sistema somada a um período de hidrologia desfavorável. Neste período foi necessário uma forte intervenção do estado no setor e adoção de medidas para enfrentar a crise, entre elas um programa de redução de consumo de energia da ordem de 20%, o qual alcançou grande sucesso, mas trouxe serias consequências macroeconômicas para país. Para lidar com o problema de segurança de suprimento e garantir a financiabilidade dos projetos, uma reforma no modelo foi efetuada e a expansão do sistema elétrico brasileiro foi pautada em contratação regulada por meio de leilões promovidos pelo poder concedente. O modelo implementado tem como principio garantir a segurança de suprimento, onde neste cenário, 8 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

100 preconiza que todo o consumo precisa estar 100% lastreado em contratos de longo prazo, onde lastro e energia são comercializados conjuntamente. Adicionalmente, o modelo previu a divisão do mercado em 2 ambientes de contratação: Ambiente de Contratação Livre (ACL) que toma como base a livre negociação entre agentes de geração, comercialização e consumo (acima de 500kW) e o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) onde a contratação é feita de forma centralizada pelo governo para as distribuidoras, por meio de leilões. Figura 3 Mercado Regulado Nesse modelo de contratação, por meio de leilões, foi possibilitada uma expansão do parque gerador com muito sucesso. Desde 2004, foram contratados mais de 30 GW médios de energia (dois quais, cerca de 12 GW de energia eólica já foram instalados). Tal sucesso pautado no modelo de contratação regulada, conta com contratos de longo prazo, que são utilizados como garantia para o financiamento dos projetos. Nesse sentido, nos últimos anos, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES cumpriu um papel central no financiamento da infraestrutura no Brasil. 9 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

101 Figura 4 Modelo de Financiamento Fonte: BNDES Figura 5 Estrutura de Garantias Fonte: BNDES Já no Ambiente de Contratação Livre (ACL), os prazos dos contratos de energia negociados, geralmente, possuem prazos menores. Tal situação implica em um descasamento de garantias para a estruturação de um Project Finance. 10 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

102 Figura 6 Descasamento de Garantias para o Mercado Livre Fonte: ABEEólica Geralmente, em situações de descasamento de garantias, o valor esperado dos preços de curto prazo é utilizado para fazer frente ao atendimento do serviço da dívida dos projetos de energia. Todavia, a falta de regularidade estatística do atual modelo de formação de preços implica na utilização do PLD mínimo para estruturação das garantias. Tal condição inviabiliza a financiabilidade dos projetos e compromete a expansão do sistema. Figura 7 Preço de Curto Prazo Fonte: DCIDE O problema da financiabilidade configurado para o mercado livre atualmente pode ser análogo para o um mercado de separação de lastro e energia, como proposto na consulta pública nº Da Análise Fica claro que uma das principais virtudes do modelo de contratação atual é a garantia da segurança de suprimento e a expansão sustentável do sistema. Todavia, o modelo apresenta algumas distorções, ou mesmo necessidade de aperfeiçoamento, como por exemplo: Expansão dependente dos contratos longos (mais de 15 anos) provenientes do ambiente regulado; 11 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

103 Dificuldades para expansão via mercado livre (fornecimento de recebíveis como garantia para o BNDES); Desequilíbrio estrutural entre os ambientes ACL e ACL, que resulta em situações de escassez de contratos no ACL e sobrecontratação das distribuidoras no ACR; Ausência de um mercado adequado para contratação de serviços ancilares, o que resulta na remuneração inadequada dos eventuais serviços prestados; Falha na qualificação de investidores de alguns certames; Definição inadequada de preço-teto de leilões; Sobrecustos aos consumidores que não possuem mecanismos adequados de gerenciamento da demanda; Distorções associadas a pagamentos e concessões de subsídios; Inadequado alinhamento entre planejamento, operação e comercialização do sistema. A proposta apresentada pela consulta pública tem como base a separação entre lastro e energia nos contratos, o que significa uma mudança fundamental na lógica de comercialização de energia no Brasil. Neste sentido, desde o inicio das discussões da consulta pública, tem havido um grande debate em torno do conceito de lastro apresentado: O que é lastro? ; Como comercializar o lastro? ; Serão vários produtos que comporão o lastro?. Para o modelo proposto, então, fica nítida a necessidade de uma definição mais assertiva do conceito de lastro, para permitir uma evolução adequada e sustentável do marco regulatório. Na visão da ABEEólica a separação entre lastro e energia possui vantagens e desvantagens que devem ser avaliadas com cautela. Vantagens: Regras mais organizadas para comercialização de energia como commodity; Proporcional maior liquidez para o mercado de energia; Permite maior liberalização do mercado; Redução da indexação dos contratos (lastro é indexado pela inflação e energia é preço de mercado). Desvantagens: 12 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

104 Ausência de bancabilidade e, portanto, necessidade de equalização da questão do financiabilidade (salutar dado que não existe um modelo de formação de preços crível); Para garantir a expansão, pode haver um risco de sobrecusto devido a necessidade de proporcionar maior receita aos geradores no mercado de capacidade. Tendo em vista a importância do tema, é essencial avaliar o impacto regulatório para que se proponham medidas de transição adequadas. Um modelo de formação de preços crível, por exemplo, é condição necessária para a implementação do modelo de separação entre lastro e energia: Figura 11 Ciclo Virtuoso de Expansão da Matriz Elétrica Fonte: ABEEólica O ciclo acima inicia o encadeamento das propostas ao demonstrar um fluxo necessário para garantia de segurança de suprimento. Assim, temos o pilar formação de preço com maior relevância, pois a credibilidade deste garantirá a financiabilidade dos projetos de energia nova, que garantirão a expansão do sistema, alcançando o bem comum necessário a sociedade: energia com segurança de suprimento. Nesse sentido, seguimos com uma preocupação principal: a imprescindível implementação de um modelo de transição, que deve ser robusta e detalhada para garantia de funcionamento do modelo proposto. Nesta transição é fundamental o adequado tratamento para os contratos legados de forma a preservar a estabilidade regulatória e o respeito aos direitos adquiridos; a transição sustentável para um novo modelo de formação de preços crível, sendo esta condição necessária para uma gradual separação entre lastro e energia no modelo de contratação dos leilões. 13 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

105 Na lógica apresentada pela ABEEólica na figura 11, a bancabilidade dos projetos e a sua consequente financiabilidade depende do modelo de formação de preços ou de um PPA de suporte para parcela de energia. Considerando que a parcela de energia será contratada a preços de mercado, tal preço necessita ser robusto o suficiente para permitir a formação de expectativas futuras adequadas e gerar credibilidade em torno de seu comportamento futuro, sendo portanto a variável chave para a decisão dos investimentos em expansão. Neste sentido, da forma que está sendo proposto, um novo modelo de formação de preços é condição necessária para a implementação do modelo de separação entre lastro e energia. 4. Da Proposta Diante do exposto, visando garantir além da financiabilidade dos projetos de geração uma sustentabilidade do processo como um todo, é imprescindível que se estabeleçam modelos críveis e mecanismos robustos de transição. Estes serão apresentados nos subitens seguintes considerando o ciclo virtuoso de expansão supracitado, que invoca a necessidade de dois mecanismos interligados um de formação de preço e outro para separação de lastro e energia. a. Formação de Preços de Curto Prazo O modelo de formação de preços de curto prazo deve ser imprescindivelmente crível e garantir boa previsibilidade, permitindo a bancabilidade necessária que garantirá os financiamentos dos projetos de expansão do sistema. Para isso, fazemos algumas considerações iniciais: Deve ser realizada uma revisão estrutural do conjunto de modelos atuais (Newave, Decomp/Dessem) para permitir o cálculo dos preços horários; Um novo modelo de preços deve enxergar a evolução do conjunto de modelos anteriores; Os preços de mercado podem ser estabelecidos de forma segura por meio de um mecanismo de oferta de preços e já que esse não é o modelo vigente deve haver uma transição; É possível utilizar um mecanismo híbrido em que o modelo gera um túnel de preços como mitigador de práticas anticompetitivas; Deve-se estabelecer um mercado forward formando preços para contratos com Tenors Padronizados (1Y, 2Y, 3Y, 4Y, 5Y e 10Y). Conforme um dos pontos apresentados, a proposta de transição para o modelo de Formação de Preços de Curto Prazo seria a utilização de um modelo híbrido, em que um modelo computacional definiria um túnel de preços e o mercado fica livre para negociar dentro desse intervalo. 14 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

106 Dessa forma, seria mantido um grau elevado de estabilidade do preço de mercado, considerando que o modelo vigente à época (seja o Newave ou sua evolução) permaneceria como balizador principal dos preços de curto prazo, garantindo sustentabilidade ao modelo já que ainda não é conhecido o perfil de bid dos formadores de preço. A evolução dessa transição ocorreria em duas fases gradativas, sendo que o grande diferencial se dará pelo tamanho do túnel de preços. Figura 18 Sugestão para Formação de Preços de Curto Prazo Fonte: ABEEólica Assim, o modelo computacional permite simular cenários factíveis para os inputs e estabelecer uma banda para os preços ( túnel de preços ). A partir da Fase II, a questão de confiabilidade estaria melhor equacionada e o mercado terá maior consciência, corroborando para uma melhor previsibilidade, o que permitirá que o intervalo possa ser dilatado. b. Lastro e Energia Paralelamente à evolução anterior, deve-se estabelecer um modelo de transição para separação de lastro e energia. Modelo este que, em um primeiro momento, já executaria a separação contábil entre os dois tipos de produto (lastro e energia). Para fins de comercialização haveria fases distintas com agregação dos dois produtos em conjunto único e redução gradativa desse pacote concatenado. Só no futuro, após o equacionamento das questões de financiabilidade, evolução pari passu com o modelo de formação de preços e familiaridade com o novo modelo, haveria comercialização de produtos totalmente separáveis. 15 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

107 Figura 12 Visão de Futuro para Transição para Contratação de Lastro e Energia Fonte: ABEEólica De forma mais detalhada, vamos fracionar o período de transição em três a fim de alcançar gradativamente o modelo esperado de separação total. No primeiro momento, então, mesmo com a separação contábil, os dois produtos devem ser negociados em conjunto único. Figura 13 Separação contábil de Lastro e Energia Fonte: ABEEólica 16 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

108 Posteriormente, a negociação conjunta dos produtos lastro e energia contaria com um PPA de suporte, que descasaria uma parcela da contratação na totalidade dos dois produtos. Ou seja, o contrato da energia negociado em ambiente regulado teria seu período reduzido apesar da contratação do lastro ainda com período superior. Essa fase inicia o caminho para equacionamento das questões acerca do financiamento, pois o contrato de suporte promove dois benefícios: incentivo a negociação no ACL em prazos mais curtos (até 5 anos) e cobertura para o serviço da dívida (5 a 20 anos). Figura 14 Negociação conjunta dos produtos lastro e energia (PPA de Suporte) Fonte: ABEEólica A partir da Fase II, portanto, já haverá demanda por negociação de contratos de curto prazo no mercado livre. Assim, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE ou uma Bolsa (que vier a existir) pode promover leilões periódicos de energia para contratos com maturidades definidas e, consequentemente, estabelecer um Mercado Forward com liquidez, considerando o apresentado do subitem 4.1. Figura 15 Mercado Forward Uma vez adquirida liquidez do mercado, o preço de longo prazo possuirá mais regularidade que o preço de curto prazo e a expectativa dos preços poderá ser utilizada para cobrir o serviço da dívida. Com o tempo, a negociação dos contratos de curto prazo, no ambiente de contratação livre, servirá como uma base de preços forward e a parcela não coberta por contratos pode ser dada pela expectativa de preços. 17 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

109 Figura 16 Negociação conjunta dos produtos lastro e energia (PPA de Suporte Reduzido) Finalmente, podemos ter um modelo de separação entre lastro e energia com a negociação dos produtos de forma totalmente separada. A partir daqui tanto o modelo de formação de preços quanto a separação de lastro e energia, devido ao casamento de prazos, já estarão maduros para seguir de forma sustentável. 5. Considerações Figura 17 Negociação separada dos produtos lastro e energia (sem PPA de Suporte) A análise concluída anteriormente está totalmente interligada e é pressuposta do ciclo virtuoso de expansão do sistema elétrico nacional. No entanto, apesar da conexão lastro e energia e formação de preços, há uma dependência ainda maior a ser observada. 18 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

110 Figura 18 Análise de Dependência das Propostas Fonte: ABEEólica Nesse caso há de se considerar que para sustentabilidade do modelo deve garantir a implementação de todas propostas em conjunto observadas as datas seguintes, que estruturam um cronograma ótimo para cada um dos temas. Figura 20 Prazo para o Período de Transição 19 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

111 6. Conclusão O novo modelo do setor elétrico prestes à ser implementado de acordo com as medidas sugeridas pelo ministério vai em busca de um aperfeiçoamento ótimo da situação atual, porém ao mesmo tempo inseri uma mudança de paradigma acelerada. Nesse contexto, reforçamos e concluímos que para o sucesso das implementações são necessárias análises recorrentes e implementação de mecanismos sustentáveis de transição. Por fim, lembramos que além dos modelos aqui detalhados, questões pontuais apresentadas no ANEXO II Contribuições devem ser atendidas. 20 Av. Paulista, º andar Conjunto 51 - Bela Vista São Paulo SP - Brasil. Telefone:

112 ANEXO II Contribuição ABEEólica GRUPO 1 COMPROMISSOS DE REFORMA E ELEMENTOS DE COESÃO ITEM 1: AUTOPRODUÇÃO - Alteração Proposta: Acrescenta os Art. 14-A, 14-B e 14-C na Lei 9.074/1995 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Não há. TEXTO DA CONSULTA: Art. 14-A Considera-se autoprodutor de energia elétrica o consumidor que receba outorga para produzir energia por sua conta e risco. 1º É assegurado ao autoprodutor de energia elétrica o direito de acesso às redes de transmissão e distribuição de energia elétrica. 2º Também é considerado autoprodutor o consumidor que: I participe da sociedade empresarial titular da outorga, limitada à proporção da participação societária com direito a voto; e II esteja sob controle societário comum, direto ou indireto, ou sejam controladoras, controladas ou coligadas às empresas do inciso I, limitada às proporções resultantes de participação societária com direito a voto. 3º A destinação da energia autoproduzida independe da localização geográfica da geração e do consumo, ficando o autoprodutor responsável por diferenças de preços entre o local de produção e o local de consumo. 4º O pagamento de encargos pelo autoprodutor, para as suas unidades consumidoras com carga mínima de kw (três mil quilowatts), deverá ser apurado com base no consumo líquido. 5º Considera-se consumo líquido do autoprodutor o máximo entre: I o consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida; e II a compra pelo autoprodutor de energia elétrica de terceiros até o limite do consumo total. 6º A energia elétrica autoproduzida considerada para o cálculo do consumo líquido para fins de pagamento de encargos será equivalente, no máximo: I - à garantia física ou energia assegurada do empreendimento outorgado; e II - à geração verificada anual, caso o empreendimento outorgado não possua garantia física ou energia assegurada. 7º A apuração da energia elétrica autoproduzida deverá observar os limites de que trata 2º e descontar vendas a terceiros que superem a parcela de energia do empreendimento não destinada à autoprodução. Art. 14-B O aproveitamento de potencial hidrelétrico para fins de autoprodução se dará em regime de produção independente de energia. Art. 14-C As linhas de transmissão de interesse restrito aos empreendimentos de autoprodução poderão ser concedidas ou autorizadas, simultânea ou complementarmente, aos respectivos atos de outorga. [P] Art. 14-A Considera-se autoprodutor de energia elétrica o consumidor que receba outorga para produzir energia por sua conta e risco. 1º É assegurado ao autoprodutor de energia elétrica o direito de acesso às redes de transmissão e distribuição de energia elétrica. 2º Também é considerado autoprodutor o consumidor que: I participe da sociedade empresarial titular da outorga, limitada à proporção da participação societária com direito a voto; e II esteja sob controle societário comum, direto ou indireto, ou sejam controladoras, controladas ou coligadas às empresas do inciso I, limitada às proporções resultantes de participação societária com direito a voto. 3º A destinação da energia autoproduzida independe da localização geográfica da geração e do consumo, ficando o autoprodutor responsável por diferenças de preços entre o local de produção e o local de consumo. 4º O pagamento de encargos pelo autoprodutor, para as suas unidades consumidoras com carga mínima de kw (três mil quilowatts), deverá ser apurado com base no consumo líquido independente da capacidade das unidades consumidoras, observado o disposto no Art. 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de º Considera-se consumo líquido do autoprodutor o máximo entre: I o consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida; e II a compra pelo autoprodutor de energia elétrica de terceiros até o limite do consumo total. 6º A energia elétrica autoproduzida considerada para o cálculo do consumo líquido para fins de pagamento de encargos será equivalente, no máximo: I - à garantia física ou energia assegurada do empreendimento outorgado; e II - à geração verificada anual, caso o empreendimento outorgado não possua garantia física ou energia assegurada. 7º A apuração da energia elétrica autoproduzida deverá observar os limites de que trata 2º e descontar vendas a terceiros que superem a parcela de energia do empreendimento não destinada à autoprodução. Art. 14-B O aproveitamento de potencial hidrelétrico para fins de autoprodução se dará em regime de produção independente de energia. Art. 14-C As linhas de transmissão de interesse restrito aos empreendimentos de autoprodução poderão ser concedidas ou autorizadas, simultânea ou complementarmente, aos respectivos atos de outorga.

113 [J] Tal limitação, atualmente, é aplicada somente ao consumidor que venha a participar de Sociedade de Propósito Específico SPE, assim, a energia elétrica produzida pelos empreendimentos de geração é alocada somente em unidades de consumo com demanda de potência igual ou superior a kw, conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 166/2005. Cabe indagar o motivo dessa limitação aos Autoprodutores, visto que tal alteração poderá culminar impactos aos consumidores que já investiram em geração com base na legislação vigente e possuem unidades consumidoras com diferentes demandas. Também será um obstáculo para os grupos que desejam investir na Autoprodução e possuam unidades consumidoras, modeladas no Mercado Livre, inferiores a kw, uma vez que ao investir na autoprodução, as cargas com menor consumo e que normalmente estão instaladas em média tensão são as que trazem os melhores resultados. Por fim, deve-se ter cautela ao revogar o Art. 26º da Lei pelo Art. 14-A da Lei 9.074, pois é esse artigo que define que um Produtor Independente (PIE) com carga equipara-se ao Autoprodutor. Por isso, o novo conceito definido no Art. 14-A da Lei deve ter o mesmo entendimento [C] Corroboramos com o item II, do 6º, do Art. 14-A, que está relacionado a aceitação do pleito da ABIAPE e ABEEólica para que apuração do consumo líquido para fins de pagamento de encargos utilize a geração verificada anual e não mensal.

114 GRUPO 1 COMPROMISSOS DE REFORMA E ELEMENTOS DE COESÃO ITEM 1: AUTOPRODUÇÃO - Alteração Proposta: Altera o Art. 3-A da Lei /2004 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art. 3 o -A Os custos decorrentes da contratação de energia de reserva de que trata o art. 3 o desta Lei, contendo, dentre outros, os custos administrativos, financeiros e encargos tributários, serão rateados entre todos os usuários finais de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN, incluindo os consumidores referidos nos arts. 15 e 16 da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995, e no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e os autoprodutores apenas na parcela da energia decorrente da interligação ao SIN, conforme regulamentação. (Incluído pela Lei nº , de 2007) [C] Assim como exposto no item anterior, corroboramos a proposta de alteração desse item, que está relacionada a aceitação do pleito da ABIAPE e ABEEólica. Nesse caso, para que apuração do rateio se faça na parcela consumo líquido. TEXTO DA CONSULTA: Art. 3º-A Os custos decorrentes da contratação de energia de reserva de que trata o art. 3o desta Lei nº, contendo, dentre outros, os custos administrativos, financeiros e encargos tributários, serão rateados entre todos os usuários finais de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN, incluindo os consumidores referidos nos arts. 15 e 16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, e no 5o do art. 26 da Lei nº no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e os autoprodutores apenas na parcela da energia decorrente da interligação ao SIN na parcela do consumo líquido, conforme Regulamentação.

115 GRUPO 1 COMPROMISSOS DE REFORMA E ELEMENTOS DE COESÃO ITEM 2: REDUÇÃO DOS LIMITES PARA ACESSO AO MERCADO LIVRE - Alteração Proposta: Altera o Art. 16 na Lei 9.074/1995 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art. 16. É de livre escolha dos novos consumidores, cuja carga seja igual ou maior que kw, atendidos em qualquer tensão, o fornecedor com quem contratará sua compra de energia elétrica. TEXTO DA CONSULTA: Art. 16. É de livre escolha dos novos consumidores, cuja carga seja igual ou maior que kw, atendidos em qualquer tensão, o fornecedor com quem contratará sua compra de energia elétrica. 1ºA partir de 2020, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 2000 kw. 2º A partir de 2021, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 1000 kw. 3º A partir de 2022, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 500 kw. 4º A partir de 2024, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 400 kw. 5º A partir de 2028, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 75 kw. 6º A partir de 1º de janeiro de 2018, no exercício da opção de que trata este art., os consumidores com carga inferior a 1000 kw deverão ser representados por um agente de comercialização perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE, de que trata o art. 4º da Lei nº , de 15 de março de [P] Art. 16. É de livre escolha dos consumidores, cuja carga seja igual ou maior que kw, atendidos em qualquer tensão, o fornecedor com quem contratará sua compra de energia elétrica. 1ºA partir de 2020, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 2000 kw. 2º A partir de 2021, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 1000 kw. 13º A partir de 2022, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 500 kw. 24º A partir de 2024, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 400 kw. 35º A partir de 2028, o requisito mínimo de carga de que trata o caput fica reduzido a 75 kw. 46º A partir de 1º de janeiro de , no exercício da opção de que trata este art., os consumidores com carga inferior a 1000 kw deverão ser representados por um agente de comercialização perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE, de que trata o art. 4º da Lei nº , de 15 de março de 2004, sendo prevista a suspensão de fornecimento em caso de inadimplemento, conforme regulamentação específica. [J] A redução dos limites de acesso ao mercado livre permite uma participação mais ativa dos consumidores no gerenciamento dos riscos associados ao custo da energia elétrica, fomenta a competição e permite uma melhora a alocação de risco entre os vários segmentos da cadeia produtiva, trazendo potenciais benefícios para todo o setor. Entretanto, para que essa expansão traga de fato benefícios para o setor como um todo é fundamental que as decisões de migrar para o ACL de um agente sejam neutras para os demais agentes, inibindo comportamentos oportunistas individuais que visem a mera redução temporária de custos. Nesse sentido, ademais das medidas já propostas na nota técnica nº 5/2017/AEREG/SE, sugere-se que seja vedado ao consumidor que optar por migrar para o mercado livre o seu regresso a condição de consumidor cativo. A possibilidade de regresso permite o exercício de comportamento oportunista por parte dos agentes, prejudicado os processos de contratação de energia das distribuidoras e leva inevitavelmente a perdas para os demais consumidores. O estabelecimento de regra de regresso ao mercado cativo de forma onerosa promove uma alocação adequada dos custos evitando que os consumidores do mercado cativo suportem custos inerentes as decisões individuais de agentes, trazendo maior racionalidade, eficiência e gerenciamento de risco ao processo de migração dos consumidores para o mercado livre. Nessa mesma direção é fundamental que as alterações propostas na nota técnica nº 5/2017/AEREG/SE estabeleçam regras claras que assegurem uma transição entre o modelo atual e proposto, evitando a ruptura do modelo atual e um aumento da percepção de riscos regulatórios.

116 Esse ponto é particularmente relevante no que tange as decisões de investimento de longo prazo. É necessário que as mudanças propostas não frustrem os empreendedores que já investiram e desenvolveram projetos baseado nos dispositivos legais vigentes. Esse é o caso dos projetos de fontes renováveis (fonte incentivada). Pela proposta na nota técnica nº 5/2017/AEREG/SE, até 2022 o que ocorrerá será basicamente a perda de reserva de mercado das fontes renováveis, já que os clientes com demanda superior a 500 kv já poderão migrar para o mercado livres desde que comprem energia de fontes renováveis. Adicionalmente, ao vedar a reunião de fato e de direito reduz a elegibilidade de venda para mercado livre para as fontes renováveis. É importante, portanto, que se estabeleça um período maior de transição de modo evitar frustação dos empreendedores que já investiram e desenvolveram projetos renováveis baseado nos dispositivos legais vigentes para contratação de energia. Já com relação à obrigatoriedade de representação dos consumidores com carga inferior a 1000 kw, entende-se a necessidade de reduzir a pulverização de agentes junto a CCEE, porém a mesma deve estar atrelada ao aprimoramento legal, em especial para os casos de inadimplência, dado que a figura do comercializador varejista foi regulamentada a 2 (dois) anos pela ANEEL e não trouxe os efeitos desejáveis ao mercado, logo essa obrigatoriedade deve estar vinculada a nova regulamentação uma vez que o consumidor poderá ser representado por qualquer agente da classe geração e comercialização. Nesse sentindo, propõe-se que o prazo para aplicação da obrigatoriedade de representação dos consumidores com carga inferior a 1000kW seja estendido para 2022, desde que regulamentado, com a ajustes nas propostas de alteração dos art. 16º da Lei de 2015 e art. 26º da Lei de 1996.

117 GRUPO 1 COMPROMISSOS DE REFORMA E ELEMENTOS DE COESÃO ITEM 2: REDUÇÃO DOS LIMITES PARA ACESSO AO MERCADO LIVRE - Alteração Proposta: Altera o 5º do Art. 26 e acrescenta os 5º-A, 5º-B e 5ºC na Lei 9.427/1996 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art o Os aproveitamentos referidos nos incisos I e VI do caput deste artigo, os empreendimentos com potência igual ou inferior a kw (cinco mil quilowatts) e aqueles com base em fontes solar, eólica e biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a kw (cinquenta mil quilowatts) poderão comercializar energia elétrica com consumidor ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kw (quinhentos quilowatts), observados os prazos de carência constantes do art. 15 da Lei n o 9.074, de 7 de julho de 1995, conforme regulamentação da Aneel, podendo o fornecimento ser complementado por empreendimentos de geração associados às fontes aqui referidas, visando à garantia de suas disponibilidades energéticas, mas limitado a 49% (quarenta e nove por cento) da energia média que produzirem, sem prejuízo do previsto nos 1 o e 2 o deste artigo. TEXTO DA CONSULTA: Art o Os aproveitamentos referidos nos incisos I e VI do caput deste artigo, os empreendimentos com potência igual ou inferior a kw (cinco mil quilowatts) e aqueles com base em fontes solar, eólica e biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a kw (cinquenta mil quilowatts) poderão comercializar energia elétrica com consumidor ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kw (quinhentos quilowatts), observados os prazos de carência constantes do art. 15 da Lei nº no 9.074, de 7 de julho de 1995, conforme regulamentação da Aneel, podendo o fornecimento ser complementado por empreendimentos de geração associados às fontes aqui referidas, visando à garantia de suas disponibilidades energéticas, mas limitado a 49% (quarenta e nove por cento) da energia média que produzirem. sem prejuízo do previsto nos 1 o e 2 o deste artigo. 5º-A A partir de 1º de janeiro de 2018, no exercício da opção de que trata este art., os consumidores com carga inferior a 1000 kw deverão ser representados por um agente de comercialização perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE, de que trata o art. 4º da Lei nº , de 15 de março de º-B A exigência de que trata o 5º-A não se aplica aos consumidores que realizarem a escolha prevista neste art. até 31 de dezembro de º-C Os consumidores que realizarem a escolha prevista neste art. até 31 de dezembro de 2017 poderão se reunir por comunhão de interesses de fato ou de direito para fins de atendimento ao limite estabelecido no caput. [P] Art o Até o prazo previsto no 3º do Art. 16, os aproveitamentos referidos nos incisos I e VI do caput deste artigo, os empreendimentos com potência igual ou inferior a kw (cinco mil quilowatts) e aqueles com base em fontes solar, eólica e biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a kw (cinquenta mil quilowatts) poderão comercializar energia elétrica com consumidor ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kw (quinhentos quilowatts), observados os prazos de carência constantes do art. 15 da Lei nº no 9.074, de 7 de julho de 1995, conforme regulamentação da Aneel, podendo o fornecimento ser complementado por empreendimentos de geração associados às fontes aqui referidas, visando à garantia de suas disponibilidades energéticas, mas limitado a 49% (quarenta e nove por cento) da energia média que produzirem. 5º-A Conforme regulamentação, a partir de 1º de janeiro de , no exercício da opção de que trata este art., os consumidores ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito com carga inferior a 1000 kw deverão ser representados por um agente de comercialização perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE, de que trata o art. 4º da Lei nº , de 15 de março de º-B A exigência de que trata o 5º-A não se aplica aos consumidores que realizarem a escolha prevista neste art. até 31 de dezembro de º-C Os consumidores que realizarem a escolha prevista neste art. até 31 de dezembro de 2017 poderão se reunir por comunhão de interesses de fato ou de direito para fins de atendimento ao limite estabelecido no caput. [J] A proposta de redução da reserva de mercado dos geradores especiais presentes na Lei 9427/96 vai ao encontro dos objetivos da CP, no entanto, verificamos que caso não sejam realizadas alterações ao texto, a medida pode acabar gerando outra reserva de mercado. Realizando a leitura conjunta da proposta de alteração da Lei 9074/95 e deste quadro, verificamos que a partir de 2024, quando o requisito mínimo para acesso ao mercado livre será de 400kW, os geradores incentivados estarão limitados ao atendimento dos consumidores cuja carga seja superior a 500 kw. Por isso, sugerimos a inserção de um limite para aplicabilidade do parágrafo 5º do artigo 26, que teria efeitos até 2022, sendo que a partir daí teríamos a extinção completa da reserva de mercado. Sobre a adequação de datas que tratam os 5º-A e 5º-B, considerando o cronograma apresentado de abertura de mercado e a possibilidade de livre escolha dos consumidores com requisito inferior a 1000 MW somente a partir de 2022, entendemos que a representação por agente de comercialização só faz sentido após 2022, conforme justificativa anterior.

118 No que tange a reunião de fato e de direito, ao se vedar essa possibilidade há uma redução da elegibilidade de venda para mercado livre para as fontes renováveis e corroborando com a construção sugerida anteriormente realizada que prevê a extinção da reserva de mercado em 2022, entendemos que até lá as condições devem se manter. Justifica-se pelo encadeamento com o item anterior, visando o cruzamento correto de datas e, mais uma vez, trazendo consciência com a mudança de paradigma ao respeitar um período de transição sustentável.

119 GRUPO 2 MEDIDAS DE DESTRAVAMENTO ITEM 3: DESTRAVAMENTO DA OBRIGAÇÃO DE CONTRATAÇÃO - Alteração Proposta: Acrescenta o 7º-A no Art. 15 na Lei 9.074/1995 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Não há. TEXTO DA CONSULTA: Art º-A O Ministério poderá reduzir a obrigação de contratação de que trata o 7º a percentual inferior à totalidade da carga. [P] Art º-A Quando da implementação da modalidade de contratação de lastro e energia prevista do Art 3º da Lei de 2004, o Ministério poderá reduzir a obrigação de contratação de que trata o 7º a percentual inferior à totalidade da carga. [J] Tal aprimoramento é necessário tendo em vista o processo de separação entre lastro e energia, considerando que o atendimento a totalidade do mercado pelos consumidores e pelas distribuidoras tinha como objetivo garantir a segurança de suprimento. Com a venda em separado dos dois produtos, o governo se responsabiliza pela contratação centralizada do lastro, garantido o atendimento ao sistema, e os consumidores e distribuidores podem realizar a gestão da cobertura de seus contratos de energia, nos limites estabelecidos pelo MME. Adicionalmente, a redução do limite mínimo de contratação para os consumidores deve ocorrer de forma gradual em busca de evitar a fragilidade do modelo atual de expansão de oferta. Além disso, a desobrigação de contratação implantada de forma isolada pode fazer com que agentes não adquiram contratos de energia para gerenciar seu risco financeiro ficando expostos ao mercado de curto prazo, resultando em risco de créditos elevados para o mercado, com possível insolvência generalizada no mercado de curto prazo. Diante do exposto, sugere-se reforçando que a desobrigação contratual seja gradual e simultânea com outras medidas propostas nesta consulta pública, como separação de lastro e energia, aporte de garantia financeiras horária, e um modelo de preço crível tanto no mercado spot quanto no longo prazo. Por fim, para garantir maior segurança regulatória e estabilidade, é importante que o limite de contratação seja conhecido com antecedência.

120 GRUPO 2 MEDIDAS DE DESTRAVAMENTO ITEM 3: DESTRAVAMENTO DA OBRIGAÇÃO DE CONTRATAÇÃO - Alteração Proposta: Altera o Art. 3º na Lei 9.427/1996 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art. 3º... XVII - estabelecer mecanismos de regulação e fiscalização para garantir o atendimento à totalidade do mercado de cada agente de distribuição e de comercialização de energia elétrica, bem como à carga dos consumidores que tenham exercido a opção prevista nos arts. 15 e 16 da Lei n o 9.074, de 7 de julho de 1995; (Incluído pela Lei nº , de 2004) [C] As reflexões desse item são as mesmas apresentadas na justificativa anterior. TEXTO DA CONSULTA: Art. 3º... XVII - estabelecer mecanismos de regulação e fiscalização para garantir o atendimento à totalidade do ao mercado de cada agente de distribuição e de comercialização de energia elétrica, bem como à carga dos consumidores que tenham exercido a opção prevista nos arts. 15 e 16 da Lei nº no 9.074, de 7 de julho de 1995.

121 GRUPO 2 MEDIDAS DE DESTRAVAMENTO ITEM 3: DESTRAVAMENTO DA OBRIGAÇÃO DE CONTRATAÇÃO - Alteração Proposta: Acrescenta o 1º-A ao Art. 2º na Lei /2004 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Não há. TEXTO DA CONSULTA: Art. 2º... 1º-A O Ministério poderá reduzir a obrigação de contratação de que trata o caput a percentual inferior à totalidade da carga. [P] Art. 2º... 1º-A O Ministério poderá reduzir a obrigação de contratação de que trata o caput a percentual inferior à totalidade da carga. [J] Entendemos que a flexibilização proposta no art. 15, 7º-A da Lei 9.074/96, não deve ser aplicada ao setor de distribuição, em primeiro lugar para mitigar riscos de preços aos consumidores cativos e também para permitir um mercado mínimo de contratação de energia para financiar a expansão do sistema, uma vez que a venda de lastro deve representar apenas uma parcela da receita do empreendimento.

122 GRUPO 2 MEDIDAS DE DESTRAVAMENTO ITEM 4: POSSIBILIDADE DE REDUÇÃO DE CUSTOS DE TRANSAÇÃO NA TRANSMISSÃO - Alteração Proposta: Acrescenta parágrafos ao Art. 17 na Lei 9.074/1995 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Não há. TEXTO DA CONSULTA: Art º A contratação das instalações de transmissão poderá se dar por meio de centralizadora de contratos, destinada a atuar como contraparte dos titulares das instalações e dos usuários da rede, desde que resulte em redução de custos sistêmicos. 10. Os custos de contratação, representação e gestão incorridos pela centralizadora serão alocados entre os usuários da rede, na proporção das tarifas definidas pela ANEEL. 11. A CCEE poderá ser designada centralizadora de contratos pelo poder concedente. 12. Após instituição da centralizadora de contratos: I os titulares das instalações de transmissão já contratadas poderão solicitar à ANEEL o aditamento dos contratos vigentes para atendimento enquadramento no 9º; II as contratações de novas instalações de transmissão serão realizadas diretamente com a centralizadora de contratos. [P] Art º A contratação das instalações de transmissão poderá se dar por meio de centralizadora de contratos, destinada a: I Atuar como contraparte dos titulares das instalações e dos usuários da rede, desde que resulte em redução de custos sistêmicos; II Centralizar os contratos de transmissão e os usuários da rede; III Centralizar os fluxos de pagamentos e recebimentos. 10. Os custos de contratação, representação e gestão incorridos pela centralizadora serão alocados entre os usuários da rede e agentes de transmissão, na proporção das tarifas definidas pela ANEEL. 11. A CCEE O Poder Concedente poderá ser designará da o órgão responsável por centralizardora de os contratos. pelo poder concedente. 12. Após instituição da centralizadora de contratos: I os titulares das instalações de transmissão já contratadas e os usuário da rede deverão poderão solicitar à ANEEL o aditamento dos contratos vigentes para atendimento enquadramento no 9º; II as contratações de novas instalações de transmissão serão realizadas diretamente com a centralizadora de contratos. [J] Para que que essa centralização traga de fato benefícios para o setor como um todo é fundamental a lei explicite claramente os objetivos da centralização tanto para os usuários como para os agentes de transmissão. Além disso, como a centralização trará redução de custos tanto para os usuários como para as transmissoras, é fundamental que os custos decorrentes da operação centralizada sejam cobertos por todos os agentes, inclusive as transmissoras. Ao permitir uma adesão voluntária ao mecanismo, existe um receio no mercado de que os efeitos observados pela centralização poderiam não ser alcançados, podendo até mesmo ampliar os custos para o sistema. [C] É importantíssimo que se tome conhecimento de todos os esforços que já vem sendo realizados por um grupo de trabalho do ONS a respeito do mesmo tema. Grupo este composto pelo operador e por diversos representantes dos agentes que tem discutido exaustivamente a melhor forma de se realizar a centralização proposta. Para se ter ideia, já existem diversos estudos, notas técnicas, interação e negociação com bancos no que tangem um novo modelo de centralizadora. Importa referir também, que, segundo a legislação e regulamentação vigente, compete ao ONS administrar a cobrança e da liquidação dos encargos de uso do sistema de transmissão, ficando este, incumbido de definir a forma mais eficiente de proceder tal administração.

123 Outrossim, não se identifica no arcabouço regulatório vigente nenhum óbice à implementação da liquidação simplificada por meio da contratação de instituição financeira destinada à operacionalização do processo. Considerando o exposto, seria apreciável deixar a cargo deste operador a definição dos procedimentos relacionados junto aos Agentes, visando a otimização e eficiência do processo de liquidação centralizada. [C] É fundamental que sejam incorporadas medidas de mitigação de inadimplência e de garantia de recebimento, inclusive em caso de ação judicial, de forma a evitar que a centralização eleve o risco das transmissoras.

124 GRUPO 2 MEDIDAS DE DESTRAVAMENTO ITEM 5: REGRAS COMERCIAIS PARA MÁXIMO ACOMPLAMENTO ENTRE FORMAÇÃO DE PREÇO E OPERAÇÃO - Alteração Proposta: Altera o Art. 1º e acrescenta parágrafos na Lei /2004 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] [P] Art. 1º... TEXTO ATUAL: 4º... Art. 1º... I - a otimização do uso dos recursos eletroenergéticos para atender aos requisitos da carga, 4º... considerando as condições técnicas e econômicas para o despacho de usinas e de cargas que se I - a otimização do uso dos recursos eletroenergéticos para atender aos requisitos da carga, considerando habilitem como interruptíveis e a forma utilizada para definição dos preços de que trata o 5º-B; as condições técnicas e econômicas para o despacho de usinas e de cargas que se habilitem como... interruptíveis;(redação dada pela Lei nº , de 2016) 5º º... II - eventual mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico; e... III - o tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica, que poderão ser adquiridos em II - o mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico; e mecanismo competitivo e remunerados por preço ou tarifa definida pela ANEEL. III - o tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica. 5º-A Até 1º de janeiro de 2020, a definição dos preços de que trata o 5º deve ser feita no máximo em intervalos de tempo horários.... 5º-B A definição dos preços de que trata o 5º poderá se dar por meio de: 6º...: I - regra de cálculo explícita que minimize o custo da operação de forma centralizada; ou... II - ofertas de preço feitas por agentes de geração e por cargas que se habilitem como interruptíveis, II - as garantias financeiras; com mecanismos de monitoramento de mercado que restrinjam práticas anticompetitivas, sendo que... estes devem constar em ato regulamentar. 5º-C O código-fonte e os algoritmos dos modelos computacionais utilizados para operação, planejamento e definição de preços deverão ser públicos. 6º...:... II - as garantias financeiras, que poderão prever aporte de margem para mitigação de inadimplências na liquidação baseado nas exposições diárias;... TEXTO DA CONSULTA: Art. 1º... 4º... I - a otimização do uso dos recursos eletroenergéticos para atender aos requisitos da carga, considerando as condições técnicas e econômicas para o despacho de usinas e de cargas que se habilitem como interruptíveis e a forma utilizada para definição dos preços de que trata o 5º-B;... 5º II - eventual mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico; e III - o tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica, que poderão ser adquiridos em mecanismo competitivo e remunerados por preço ou tarifa definida pela ANEEL. 5º-A Até 1º de janeiro de 2020, a definição dos preços de que trata o 5º deve ser feita no máximo em intervalos de tempo horários. 5º-B A definição dos preços de que trata o 5º poderá se dar por meio de: I - regra de cálculo explícita que minimize o custo da operação de forma centralizada; ou [J] É importante que os mecanismos de monitoramento de mercado que venham a restringir possíveis práticas anticompetitivas sejam regulamentados para segurança do mecanismo e transparência com os agentes. Para esse ponto especificamente, a ABEEólica sugere que seja utilizado um modelo computacional que defina um túnel de preços balizador, que permitirá ofertas máximas e mínimas garantindo uma transição para o novo modelo e ainda a racionalidade no bid dos agentes. Esse ponto está maior detalhado no ANEXO I Nota Técnica Medidas Principais Ensejadoras de Discussão. [C] O sistema elétrico Brasileiro é regido por um modelo que se baseia no custo de operação do sistema, entretanto, ao longo dos últimos anos os desafios da operação em tempo real têm

125 II - ofertas de preço feitas por agentes de geração e por cargas que se habilitem como interruptíveis, com mecanismos de monitoramento de mercado que restrinjam práticas anticompetitivas. 5º-C O código-fonte e os algoritmos dos modelos computacionais utilizados para operação, planejamento e definição de preços deverão ser públicos. 6º...:... II - as garantias financeiras, que poderão prever aporte de margem para mitigação de inadimplências na liquidação baseado nas exposições diárias;... aumentado exponencialmente, tendo em vista fatores como o período crítico de afluências abaixo da média histórica desde 2013 (no nordeste isto perdura por 20 anos), a queda na demanda por energia elétrica provocada pela recessão econômica, a inserção maciça de fontes variáveis de produção de energia elétrica ao longo dos últimos anos, etc. Tais desafios, somados a baixa correlação existente entre o preço calculado e o custo de operação do sistema evidenciam a necessidade de revisitar o modelo de preços do setor elétrico. Entendemos que a formação de preços por modelos críveis é condição sine qua non e deve preceder a instauração de um mercado em que haja separação entre lastro e energia. Adicionalmente, é necessário que haja um período de estabilização para a metodologia de preços a ser adotada, visto que o mercado necessita de um histórico razoável dos preços que serão usados como sinalização para os preços futuros, visando viabilizar a financiabilidade do setor e garantir a expansão do sistema.

126 GRUPO 2 MEDIDAS DE DESTRAVAMENTO ITEM 6: POSSIBILIDADE DE REDUÇÃO DE CUSTOS DE TRANSAÇÃO NA GERAÇÃO - Alteração Proposta: Altera o Art. 2º e acrescenta parágrafos na Lei /2004 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art. 2º o A contratação regulada de que trata o caput deste artigo deverá ser formalizada por meio de contratos bilaterais denominados Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR, celebrados entre cada concessionária ou autorizada de geração e todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição, devendo ser observado o seguinte:... [C] Entendemos que a alteração é benéfica, tratando-se de uma alternativa que poderá possibilitar a redução dos custos de transação na geração. No entanto, conforme observado e comentado no item que tratou da redução de custos de transação na transmissão, é necessário observar os trabalhos já desenvolvidos pelo mercado a respeito do tema. Nesse caso, a CCEE vem analisando a temática já tendo realizado algumas reuniões a respeito, que contaram com a participação das associações que fazem parte do Fórum das Associações do Setor Elétrico FASE. TEXTO DA CONSULTA: Art. 2º º A contratação regulada de que trata o caput deste artigo deverá ser formalizada por meio de contratos bilaterais denominados Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR, celebrados entre cada concessionária ou autorizada de geração e todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição ou pessoa jurídica destinada a atuar como centralizadora de contratos, devendo ser observado o seguinte:... 2º-B A centralizadora de contratos poderá representar as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição nos CCEAR celebrados com concessionárias ou autorizadas de geração. 2º-C O poder concedente estabelecerá as obrigações das concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição e de geração e da centralizadora de contratos, na formalização de que trata o 2º. 2º-D Poderá ser transferida à centralizadora a representação das concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição no pagamento da energia elétrica proveniente: I das cotas de garantia física de energia e de potência, adquirida junto à usina hidrelétrica prorrogada ou licitada nos termos da Lei nº , de 11 de janeiro de 2013; II dos empreendimentos de que trata o art. 11 da Lei nº , de 9 de dezembro de 2009; III de Itaipu, adquirida na forma da Lei nº de 5 de julho de 1973, exceto no caso de comercialização nos termos do art. 14-A. 2º-E Os custos de contratação, representação e gestão incorridos pela centralizadora serão alocados entre as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição, assegurado o repasse tarifário, conforme regulamento.

127 2º-F Os custos de aquisição da energia para a qual a centralizadora exerça representação serão repassados às tarifas de energia dos consumidores das concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição pelo preço médio ponderado dessa energia, conforme regulamento. 2º-G A CCEE poderá ser designada centralizadora de contratos pelo poder concedente, desde que esta opção não tenha mais custos tributários do que a contratação de outra empresa por meio de licitação.

128 GRUPO 2 MEDIDAS DE DESTRAVAMENTO ITEM 7: POSSIBILIDADE DE SEPARAÇÃO DE LASTRO E ENERGIA - Alteração Proposta: Altera o Art. 3º e acrescenta o 4º ao Art. 3º e Art. 3º-C na Lei /2004 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art. 3 o O Poder Concedente homologará a quantidade de energia elétrica a ser contratada para o atendimento de todas as necessidades do mercado nacional, bem como a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão, a título de referência, o processo licitatório de contratação de energia. TEXTO DA CONSULTA: Art. 3º O Poder Concedente homologará o lastro de geração de cada empreendimento, definido como a sua contribuição ao provimento de confiabilidade sistêmica, e a quantidade de energia elétrica a serem contratadas para o atendimento de todas as necessidades do mercado nacional, bem como a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão, a título de referência, os processos licitatórios de contratação de energia, conforme regulamento.... 4º Será vedada a contratação da reserva de capacidade de que trata o 3º após a regulamentação e implementação da modalidade de contratação de lastro de geração prevista no art. 3º-C.... Art. 3º-C O poder concedente poderá realizar, diretamente ou indiretamente, licitação para contratação de lastro de geração associado ao provimento de confiabilidade sistêmica necessária ao atendimento da expansão do consumo de energia elétrica. 1º A contratação de que trata o caput ocorrerá por meio da centralizadora de contratos prevista no art. 2º. 2º O poder concedente deverá prever e a forma, os prazos e as condições da contratação de que trata o caput e as diretrizes para a realização das licitações. 3º Os custos da contratação de que trata o caput serão pagos por meio encargo tarifário para essa finalidade e serão rateados na forma do art. 3º-A. 4º A centralizadora de contratos será responsável pela gestão das receitas do encargo de que trata 3º e das despesas da contratação de que trata o caput. 5º Na hipótese de a contratação de capacidade ser proveniente de fonte nuclear, sua contratação será realizada diretamente com a Eletronuclear. 6º O poder concedente deverá estabelecer regra explícita para definição da capacidade a ser contratada para o sistema, conforme regulamento. 7º Na contratação de novos empreendimentos para aquisição de lastro geração, na forma deste art., deverão ser considerados, conforme regulamentação, os atributos técnicos e físicos dos empreendimentos habilitados no certame, tais como: I - confiabilidade; II velocidade de respostas às decisões de despacho; [P] Art. 3º-C O poder concedente poderá realizar, diretamente ou indiretamente, licitação para contratação de lastro de geração associado ao provimento de confiabilidade sistêmica necessária ao atendimento da expansão do consumo de energia elétrica. 1º A contratação de que trata o caput ocorrerá por meio da centralizadora de contratos prevista no art. 2º. 2º O poder concedente deverá prever e a forma, os prazos e as condições da contratação de que trata o caput e as diretrizes para a realização das licitações. 3º Os custos da contratação de que trata o caput serão pagos por meio encargo tarifário para essa finalidade e serão rateados na forma do art. 3º-A. 4º A centralizadora de contratos será responsável pela gestão das receitas do encargo de que trata 3º e das despesas da contratação de que trata o caput. 5º Na hipótese de a contratação de capacidade ser proveniente de fonte nuclear, sua contratação será realizada diretamente com a Eletronuclear. 6º O poder concedente deverá estabelecer regra explícita para definição da capacidade a ser contratada para o sistema, conforme regulamento. 7º Na contratação de novos empreendimentos para aquisição de lastro geração, na forma deste art., deverão ser considerados, conforme regulamentação, os atributos técnicos e físicos dos empreendimentos habilitados no certame e poderão ser comercializados certificados de energia renovável, tais como:. I - confiabilidade; II velocidade de respostas às decisões de despacho; III contribuição para redução das perdas de energia elétrica; IV economicidade proporcionada ao sistema de transmissão ou de distribuição necessário ao escoamento da energia elétrica gerada; V capacidade de atendimento à demanda de energia elétrica nos momentos de maior consumo; e VI capacidade de regulação de tensão e de frequência. [J] A ABEEólica entende que os atributos devem ser detalhado minuciosamente de forma infralegal. No formato proposto, verificamos que existe clara priorização a tipos de fontes que obterão vantagem competitiva para contratação. Nossa sugestão é que, para cada contratação de lastro, se faça uma análise técnica pela EPE, nos moldes do PDE, devidamente submetida à consulta pública. Além disso, a definição de forma infralegal permitirá que o sistema se adapte de forma mais tempestiva as tecnologias disruptivas. Para garantir a adequação do novo marco regulatório com os aspectos socioambientais é importante

129 III contribuição para redução das perdas de energia elétrica; IV economicidade proporcionada ao sistema de transmissão ou de distribuição necessário ao escoamento da energia elétrica gerada; V capacidade de atendimento à demanda de energia elétrica nos momentos de maior consumo; e VI capacidade de regulação de tensão e de frequência. incluir a possibilidade de comercialização de certificados de energias renováveis, que devem ser tratados como política de estado. [C] A implementação de uma metodologia de formação de preço crível é uma premissa estrutural e absolutamente necessária para garantir a financiabilidade e a expansão no modelo de separação de lastro e energia. Entendemos que a implementação de novo modelo de contratação deve ser amplamente discutida com toda a sociedade mediante avaliação do impacto regulatório e levado em consideração o compromisso brasileiro para o combate às mudanças climáticas na COP21. O Brasil se destaca por possuir uma matriz energética com grande participação de fontes renováveis, realidade verificada em poucos países do mundo, e o grande desafio do setor energético brasileiro é justamente manter a participação de fontes renováveis em sua matriz. Ressalta-se que as fontes renováveis são fontes com abundância natural no Brasil e com custo variável de produção nulo ou muito baixo. O sucesso de qualquer novo modelo de contratação deve garantir a diversificação da matriz elétrica brasileira com o sinal de longo prazo adequado e a remuneração dos ativos novos e existentes. É de extrema relevância assegurar a definição de uma proposta robusta de transição, cumprindo fases, para garantir a segurança de suprimento. Nesse sentido, solicitamos observar o ANEXO I Nota Técnica Medidas Principais Ensejadoras de Discussão. Discussões adicionais devem trazer objetivamente alguns dos seguintes aspectos, antes de sua implantação, dentre outros: 1. Metodologia de cálculo da contribuição de confiabilidade de suprimento para de cada projeto a ser contratadao ( lastro ); 2. Metodologia de cálculo dos atributos dos projetos; 3. Definição da sistemática das licitações: por fonte, por região, etc.. 4. Existência ou não de um mercado bilateral de lastro; 5. Definição de matriz determinativa/ indicativa; 6. Necessidade de reserva de capacidade incorporada a conta lastro dada a vedação de energia de reserva; 7. Regras para contratação de mercado cativo residual; Por fim, a ABEEólica acredita que a nomenclatura Lastro causou desconforto nos agentes de mercado, visto que este nome possui significado adverso consolidado no Setor Elétrico Brasileiro. Em face aos objetivos que se deseja alcançar no modelo de reorganização do SEB, seria mais adequado estabelecer uma nomenclatura que melhor refletisse a ideia, mesmo que se tratasse de um nome genérico, mais que contivesse mais informações de seu significado. Em alguns países utiliza-se o termo capacidade.

130 GRUPO 3 ALOCAÇÃO DE CUSTOS E RACIONALIZAÇÃO ITEM 8: SOBRECONTRATAÇÃO INVOLUNTÁRIA DECORRENTE DA MIGRAÇÃO DE CONSUMIDORES PARA O MERCADO LIVRE - Alteração Proposta: Altera o 13 no Art. 4º e acrescenta o 14 no Art. 4º, os Art.16-A, 16-B e 16-C na Lei 9.074/1995 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art. 4º As concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica poderão, conforme regulação da Aneel, negociar com consumidores de que tratam os arts. 15 e 16 desta Lei, afastada a vedação de que trata o inciso III do 5 o, contratos de venda de energia elétrica lastreados no excesso de energia contratada para atendimento à totalidade do mercado. [C] Entendemos que a proposta é benéfica ao mercado já que aperfeiçoa o mecanismo permite a redução da sobrecontratação involuntária das distribuidoras no ACR e reduz o impacto da migração de consumidores para o mercado livre. TEXTO DA CONSULTA: Art. 4º As concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica poderão vender, em mecanismo centralizado estabelecido conforme regulação da ANEEL, contratos de energia elétrica lastreados no excesso de energia contratada para atendimento à totalidade do mercado com: I - consumidores de que tratam os arts. 15 e 16 desta Lei nº, afastada a vedação de que trata o inciso III do 5º; II comercializadores; III agentes de geração; e IV autoprodutores. 14. O resultado, positivo ou negativo, da venda de que trata o 13 será alocado aos custos de que trata o art. 16-B, limitado ao montante equivalente ao excesso involuntário de energia contratada decorrente das opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16. Art. 16-A Os consumidores do Ambiente de Contração Regulada, de que trata a Lei nº , de 2004, que exercerem as opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16 deverão pagar, mediante encargo tarifário cobrado nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, na proporção do consumo de energia elétrica, os custos remanescentes das operações financeiras contratadas para atender à finalidade de modicidade tarifária de que trata o 13 do art. 13 da Lei nº , de 26 de abril de Art. 16-B Os custos das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica com excesso involuntário de energia contratada decorrente das opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16, serão pagos por todos os consumidores, mediante encargo tarifário cobrado nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, na proporção do consumo de energia elétrica. 1º Os custos de que trata o caput serão calculados pela Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. 2º Deverá ser considerado no cálculo dos custos de que trata o caput o resultado, positivo ou negativo, da venda de que trata o 13 do art. 4º.

131 Art. 16-C Os encargos de que tratam os art. 16-A e art. 16-B serão regulamentados pelo Poder Executivo e poderão ser movimentados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Parágrafo único. Os valores relativos à administração dos encargos de que trata o caput, incluídos os custos administrativos e financeiros e os tributos, deverão ser custeados integralmente ao responsável pela movimentação.

132 GRUPO 3 ALOCAÇÃO DE CUSTOS E RACIONALIZAÇÃO ITEM 9: DIRETRIZES E COMPROMISSOS PARA FIXAÇÃO DE TARIFAS - Alteração Proposta: Altera Art. 3º e acrescenta o Art. 15-A e 15-B na Lei 9.427/1996 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art. 3º... XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, sendo que as de transmissão devem ser baseadas nas seguintes diretrizes:... b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes que mais onerem o sistema de transmissão; TEXTO DA CONSULTA: Art. 3º... XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, sendo que as de transmissão devem ser baseadas nas seguintes diretrizes:... b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes que mais onerem o sistema de transmissão; c) utilizar, quando viável técnica e economicamente, o sinal locacional no sistema de distribuição; e d) valorizar eventuais benefícios da geração de energia elétrica próxima da carga.... Art. 15-A As modalidades tarifárias de fornecimento de energia elétrica aplicadas às unidades consumidoras, independente da tensão de fornecimento em que essas unidades são atendidas: I devem contemplar a cobrança segregada da tarifa de consumo de energia elétrica ativa, da tarifa pelo uso da rede de distribuição e transmissão e do componente encargos setoriais; e II podem prever tarifas diferenciadas por horário. 1º A tarifa pelo uso da rede de distribuição e transmissão não poderá ser cobrada em Reais por unidade de energia elétrica consumida, vedação não extensiva aos componentes perdas e encargos setoriais. 2º A implantação da segregação e da cobrança de que trata este art. deverá ocorrer até 31 de dezembro de Art. 15-B A fatura de energia elétrica deverá discriminar, para qualquer tensão de fornecimento: I as tarifas segregadas de que tratam o inciso I do art. 15-A; e II os valores correspondentes à compra de energia elétrica, ao serviço de distribuição de energia elétrica, ao serviço de transmissão de energia elétrica, às perdas de energia de energia e aos encargos setoriais. [P] Art. 3º... XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, baseadas nas seguintes diretrizes:... b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes que mais onerem o sistema de transmissão; c) utilizar, quando viável técnica e economicamente, o sinal locacional no sistema de distribuição; e d) valorizar eventuais benefícios da geração de energia elétrica próxima da carga.... [J] Além de ser subjetivo, o item d) já está sendo considerado na calibração do sinal locacional proposto no item b). Neste caso, sugerimos excluir a alínea d) para que não ocorram distorções em benefícios concedidos.

133 GRUPO 3 ALOCAÇÃO DE CUSTOS E RACIONALIZAÇÃO ITEM 10: SUBSÍDIOS AS FONTES INCENTIVADAS - Alteração Proposta: Altera o 1º-C e acrescenta os 1º-D, 1º-E, 1º-F e 1º-G do Art. 26 na Lei 9.427/1996 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art º-C Os percentuais de redução a que se referem os 1 o, 1 o -A e 1 o -B não serão aplicados aos empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada que tiverem suas outorgas de autorização prorrogadas. TEXTO DA CONSULTA: Art º-C Os percentuais de redução a que se referem os 1º, 1º-A e 1º-B: não serão aplicados aos empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada que tiverem suas outorgas de autorização prorrogadas. I - não serão aplicados aos empreendimentos após o fim do prazo da outorga atual; e II serão aplicados aos empreendimentos outorgados até 31 de dezembro de º-D Para outorgas concedidas a novos empreendimentos entre 1º de janeiro de 2018 e 31 de dezembro de 2029, deverá ser pago prêmio de incentivo ao gerador em função de cada unidade de energia produzida, exceto para consumo próprio, com observância das seguintes características: I - aproveitamento referido no inciso I do caput deste art.; II - empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a kw (cinco mil quilowatts); III empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, incluindo proveniente de resíduos sólidos urbanos e rurais. 1º-E O prêmio de que trata o 1º-D: I - corresponderá ao valor médio, em reais por unidade produzida de energia elétrica, exceto aquela destinada a consumo próprio, pago no ano de 2016, nos termos dos 1º, 1º-A e 1º-B, corrigido pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), ou outro que o substituir; II - será idêntico entre as fontes de que trata este art.; e III será pago ao titular da outorga. 1º-F O valor do prêmio de que trata o 1º-E: I - será calculado observando os percentuais incidentes na produção e no consumo e a participação proporcional dos tipos de empreendimentos beneficiários; e II será pago até 31 de dezembro de 2030 para empreendimentos outorgados entre 1º de janeiro de 2018 e 31 de dezembro de 2029; e III será pago pelo prazo da outorga atual, no caso de empreendimentos outorgados até 31 de dezembro de [P] Art º-C Os percentuais de redução a que se referem os 1º, 1º-A e 1º-B: I - não serão aplicados aos empreendimentos após o fim do prazo da outorga atual; e II serão aplicados aos empreendimentos outorgados até 31 de dezembro de º-D Para outorgas concedidas a novos empreendimentos entre 1º de janeiro de e 31 de dezembro de 2029, deverá ser pago prêmio de incentivo ao gerador em função de cada unidade de energia produzida, exceto para consumo próprio, com observância das seguintes características: I - aproveitamento referido no inciso I do caput deste art.; II - empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a kw (cinco mil quilowatts); III empreendimentos com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, incluindo proveniente de resíduos sólidos urbanos e rurais. 1º-E O prêmio de que trata o 1º-D: I corresponderá ao valor médio, em reais por unidade produzida de energia elétrica, exceto aquela destinada a consumo próprio, pago no ano de 20176, nos termos dos 1º, 1º-A e 1º-B, corrigido pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), ou outro que o substituir; II - será idêntico entre todas as usinas de mesma as fontes de que trata este art.; e III será pago ao titular da outorga. 1º-F O valor do prêmio de que trata o 1º-E: I - será calculado observando os percentuais incidentes na produção e no consumo e a participação proporcional dos tipos de empreendimentos beneficiários; e II será pago até 31 de dezembro de 2030 para empreendimentos outorgados entre 1º de janeiro de e 31 de dezembro de 2029; e III será pago pelo prazo da outorga atual, no caso de empreendimentos outorgados até 31 de dezembro de º-G A qualquer tempo, os titulares das outorgas dos empreendimentos de que tratam os 1º, 1º- A, 1º-B e inciso II do 1º-C poderão receber o prêmio de que trata o 1º-D desde que abdiquem da aplicação dos percentuais de redução previstos nos arts. 1º, 1º-A, 1º-B, observado o disposto no inciso III, 1º-F. [J] Inicialmente propomos que as mudanças propostas tenham aplicabilidade para as outorgas emitidas a partir de 2019, isto por que além ser prazo adequado para estabilização e ampla publicidade de medida, após publicação em lei. Nesse caso, é importante ressaltar também que existem geradores que já possuem enorme quantidade de projetos desenvolvidos e cuja realização

134 1º-G Os titulares das outorgas dos empreendimentos de que tratam os 1º, 1º-A, 1º-B e inciso II do 1º- C poderão receber o prêmio de que trata o 1º-D desde que abdiquem da aplicação dos percentuais de redução previstos nos arts. 1º, 1º-A, 1º-B. carece dos leilões que não ocorreram desde 2016 até o presente momento. Caso a medida fosse aplicada para os empreendimentos viabilizados já em 2018, haveria frustação das expectativas já estabelecidas no mercado. Esse exemplo fica ainda mais evidente quando na proposta de realização dos leilões de energia nova de 2017, que permite ao empreendedor utilizar os mesmos projetos cadastrados no leilão que poderia ter ocorrido em Com relação ao exercício da opção do prêmio, é importante que não haja restrições de prazo para que o agente opte pelo novo modelo, isso porque o modelo de prêmio visa corrigir as distorções provocadas pelo subsídio cruzado e, portanto, entendemos ser importante que o agente possa tomar esta decisão a qualquer tempo. Quanto ao cálculo do valor do prêmio, a ABEEólica entende que o prêmio deve ser oferecido para todas as fontes incentivadas, independendo do seu destino ou ambiente de comercialização, seja para consumo próprio (autoprodução) ou para comercialização (Produtor Independente), seja para mercado livre ou mercado regulado. Outro ponto relevante é que a proposta em consulta pública estabelece que o prêmio de incentivo será calculado com base em valores no ano de 2016 e, tendo em vista, a realocação do prêmio para a partir de 2019, deveríamos considerar as bases dos descontos concedidos para as fontes incentivadas no ano de Por fim, frisamos que o objetivo proposto na CP é o de gerar sinal de competitividade ao mercado, corrigindo-se as distorções existentes, por tal razão entendemos e reforçamos que será salutar ao mercado a não existência de diferenciações no pagamento do prêmio entre os diferentes ambientes de contratação.

135 GRUPO 3 ALOCAÇÃO DE CUSTOS E RACIONALIZAÇÃO ITEM 11: RACIONALIZAÇÃO DE DESCONTOS NA CDE - Alteração Proposta: Acrescenta o Art. 13-A na Lei /2002 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Não há. TEXTO DA CONSULTA: Art. 13-A A partir de 1º de janeiro de 2019, os descontos de que trata o inciso VII do art. 13, serão convertidos em reais por unidade de consumo de energia elétrica, nos termos deste art. 1º A conversão de que trata o caput utilizará, como parâmetro, o valor desembolsado no ano de º A soma do valor dos descontos de que trata o inciso VII do art. 13 não poderá ser superior ao valor desembolsado em 2016, corrigido pelo reajuste médio das prestadoras de serviço público de distribuição de energia elétrica. 3º O valor resultante da conversão, calculado na forma deste artigo, poderá ser corrigido anualmente pelo reajuste médio das prestadoras de serviço público de distribuição de energia elétrica, respeitado o limite previsto no 2º. 4º Os descontos de que trata o inciso VII do art. 13 poderão ser condicionados: I à exigência de contrapartidas dos beneficiários, condizentes com a finalidade do subsídio; e II a critérios de acesso, que considerem, inclusive, as condições sociais e econômicas do público alvo. 5º O disposto neste art. não se aplica aos descontos e ao prêmio de incentivo concedidos na forma dos 1º, 1º-A e 1º-B, 1º-C, 1º-D, 1º-E, 1º-F e 1º-G do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de [P] Art. 13-A A partir de 1º de janeiro de 2019, os descontos de que trata o inciso VII do art. 13, serão convertidos em reais por unidade de consumo de energia elétrica, nos termos deste art. 1º A conversão de que trata o caput utilizará, como parâmetro, o valor desembolsado no ano de º A soma do valor dos descontos de que trata o inciso VII do art. 13 não poderá ser superior ao valor desembolsado em 20167, corrigido pelo reajuste médio das prestadoras de serviço público de distribuição de energia elétrica. 3º O valor resultante da conversão, calculado na forma deste artigo, poderá ser corrigido anualmente pelo reajuste médio das prestadoras de serviço público de distribuição de energia elétrica, respeitado o limite previsto no 2º. 4º Os descontos de que trata o inciso VII do art. 13 poderão ser condicionados: I à exigência de contrapartidas dos beneficiários, condizentes com a finalidade do subsídio; e II a critérios de acesso, que considerem, inclusive, as condições sociais e econômicas do público alvo. 5º O disposto neste art. não se aplica aos descontos e ao prêmio de incentivo concedidos na forma dos 1º, 1º-A e 1º-B, 1º-C, 1º-D, 1º-E, 1º-F e 1º-G do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de [J] Assim como na proposta anterior que trata de um mecanismo de prêmio, sugerimos, observado o início da vigência dos novos descontos para 2019, que as bases de cálculo sejam mais completas e atualizadas, portanto, sendo considerados os valores pagos em 2017.

136 GRUPO 3 ALOCAÇÃO DE CUSTOS E RACIONALIZAÇÃO ITEM 12: RISCOS E RACIONALIZAÇÃO DE CUSTOS DOS CONTRATOS REGULADOS - Alteração Proposta: Altera o Art. 2º e acrescenta o Art. 2º-D na Lei /2004 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art. 2º... 1º Na contratação regulada, a critério do Ministério de Minas e Energia, os riscos hidrológicos serão assumidos, total ou parcialmente, pelos geradores ou pelos compradores, com direito de repasse às tarifas dos consumidores finais, conforme as seguintes modalidades contratuais: (Redação dada pela Lei nº , de 2015) I Contratos por Quantidade de Energia; e II Contratos por Disponibilidade de Energia. TEXTO DA CONSULTA: Art. 2º... 1o Na contratação regulada, a critério do Ministério de Minas e Energia, os riscos hidrológicos serão assumidos, total ou parcialmente, pelos geradores ou pelos compradores, com direito de repasse às tarifas dos consumidores finais, conforme as seguintes exposição ao mercado de curto prazo decorrente das decisões de despacho serão alocados conforme as seguintes modalidades: I Contratos por Quantidade de Energia, nos quais o risco fica com os vendedores, devendo ser a modalidade preferencial de contratação; e II Contratos por Disponibilidade de Energia, nos quais o risco fica com os compradores, com direito de repasse às tarifas dos consumidores finais.... Art. 2º-D. Os geradores que tenham vendido CCEAR por disponibilidade com custo variável unitário de operação superior ao preço máximo do mercado de curto prazo definido pela ANEEL poderão requerer à Agência a rescisão desse contrato. 1º O volume máximo a ser rescindido nos termos do caput, por submercado ou por área definida por restrição operativa de transmissão, será definido pelo Ministério de Minas e Energia MME, a partir de estudos da Empresa de Pesquisa Energética EPE observada a segurança do abastecimento. 2º É assegurado o repasse às tarifas das concessionárias de distribuição de eventual exposição ao mercado de curto prazo decorrente da rescisão de que trata o caput, observada o máximo esforço dessas concessionárias na recompra dos montantes necessários ao atendimento de seus mercados, conforme regulamento. 3º Caso os requerimentos de rescisão superem o volume máximo definido pelo MME, a ANEEL deverá priorizar a rescisão dos CCEARs de maior custo variável unitário de operação. 4º Para que a rescisão seja efetivada, os geradores deverão quitar eventuais obrigações contratuais pendentes e penalidades, dispensado o pagamento da multa rescisória dos CCEARs. [P] Art. 2º... 1o Na contratação regulada, os riscos a exposição ao mercado de curto prazo decorrente das decisões de despacho serão alocados conforme as seguintes modalidades: I Contratos por Quantidade de Energia, nos quais o risco fica com os vendedores, devendo ser a modalidade preferencial de contratação; e II Contratos por Disponibilidade de Energia, nos quais o risco fica com os compradores, com direito de repasse às tarifas dos consumidores finais.... [J] As fontes renováveis não convencionais, especialmente eólica e solar, têm por natureza a sazonalidade de seu recurso. Os contratos por disponibilidade foram criados para possibilitar a inserção de fontes com tais características na matriz energética Brasileira. Não achamos razoável que passem a ter papel secundário para expansão da matriz.

137 GRUPO 4 MEDIDAS DE SUSTENTABILIDADE E DESJUDICIONALIZAÇÃO ITEM 13: RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO PARA TRANSMISSÃO - Alteração Proposta: Acrescenta os 4º-A e 4º-B no Art. 4º na Lei 5.655/1971 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Não há. TEXTO DA CONSULTA: Art. 4º... 4º-A A RGR poderá, a critério do poder concedente, destinar recursos para pagar o componente tarifário das tarifas de uso do sistema de transmissão correspondente aos ativos previstos no art. 15, 2º, da Lei nº , de 11 de janeiro de º-B A destinação de recursos nos termos do 4º-A será condicionada à inexistência de ações judiciais questionando os valores do respectivo componente tarifário. [P] Art. 4º... 4º-A A RGR poderá, a critério do poder concedente, destinar recursos para pagar o componente tarifário a indenização das tarifas de uso do sistema de transmissão correspondente aos ativos previstos no art. 15, 2º, da Lei nº , de 11 de janeiro de º-B A destinação de recursos nos termos do 4º-A será condicionada à inexistência de ações judiciais questionando os valores do respectivo componente tarifário. [J] A proposta em questão prevê a destinação dos recursos da RGR apenas para abatimento de uma componente das "tarifas de uso do sistema de transmissão", ou seja, da TUST. Ocorre que o pagamento previsto no artigo 15, 2º, da Lei n /2013, ao ser recolhido via tarifa por força do que disposto na Portaria n. 120/2016-MME, acaba por também impactar as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição TUSD e, por conseguinte, os geradores pagantes da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição para Geradores TUSDg. Considerando que o intuito é reduzir os litígios judiciais pelos impactados, afigura-se necessário que a redação proposta contida na nota técnica nº 5/2017/AEREG/SE de alteração do art. 4º da Lei nº 5.655, de 20 de maio de 1971 considere também os pagantes da TUSDg, conforme sugestão acima. Tendo em vista que a utilização dos recursos da RGR está condicionada a desistência de ações judiciais é de suma importância a explicitação do saldo existente da RGR, quais serão os recebíveis do fundo nos próximos anos e quando serão efetuados os pagamentos às transmissoras.

138 GRUPO 4 MEDIDAS DE SUSTENTABILIDADE E DESJUDICIONALIZAÇÃO ITEM 14: DESJUDICIALIZAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO - Alteração Proposta: Altera o Art. 1º e acrescenta parágrafos ao Art. 2º na Lei /2015 TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art. 1 o O risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE poderá ser repactuado pelos geradores, desde que haja anuência da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, com efeitos a partir de 1 o de janeiro de 2015, mediante contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica. TEXTO DA CONSULTA: Art. 1 o O risco hidrológico suportado pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE poderá ser repactuado pelos geradores, desde que haja anuência da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2015, mediante contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica, observado o art. 2º.... Art. 2º... 1º É vedada a repactuação do risco hidrológico de que trata o art. 1º após a definição pela ANEEL dos parâmetros de que trata o caput. 2º Os parâmetros de que trata o caput serão aplicados retroativamente, a partir de 1º de janeiro de 2013, sobre a parcela da energia cujo agente de geração titular, até 31 de outubro de 2017, tenha: I desistido ou não seja autor de ação judicial cujo objeto é a isenção ou mitigação de riscos hidrológicos relacionados ao MRE, ficando dispensados os honorários advocatícios em razão dessa extinção; II - renunciado a qualquer alegação de direito sobre a qual se funde a ação de que trata o inciso I, mediante protocolo de requerimento de extinção do processo com resolução do mérito; e III desistido da repactuação ou não tenha repactuado o risco hidrológico nos termos do art. 1º, para a respectiva parcela de energia. 3º O valor apurado decorrente da aplicação retroativa dos parâmetros de que trata o caput na forma do 3º será ressarcido ao agente de geração mediante extensão do prazo das outorgas vigentes com base em preço de referência compatível com o ressarcimento de que trata este, limitada a quinze anos, dispondo o gerador livremente da energia. 4º No caso de desistência da repactuação efetuada nos termos do 1º, para fins de enquadramento da respectiva parcela de energia no 2º: I ficam preservados os resultados de alocação de riscos ocorridos até a data da desistência; e II soma-se a extensão de outorga calculada com base no 3º à prevista no inciso I do 6º do art. 1º. [C] Atualmente o mercado tem itens primordiais a serem resolvidos, que impactam enormemente o setor de energia elétrica, destacamos com grande ênfase a judicialização que já perdura mais de um ano, causa enorme inadimplência e represa um montante não recebido por agentes credores. Salutar informar que uma das consequências dessa judicialização é atenuar a perceptível perda de crédito no setor elétrico, demonstrado pela queda no rating de risco das empresas e consequente perda de valor de mercado das mesmas. Por fim, gostaríamos de solicitar que a proposta seja exaustivamente discutida com o setor hídrico a fim de garantir a adesão dos mesmos a proposta.

139 GRUPO 5 DEMAIS ASSUNTOS SUGERIDOS PELA ABEEÓLICA ITEM 15: ARRENDAMENTO DE TERRAS PARA EMPRESAS QUE DETENHAM CAPITAL ESTRANGEIRO - Alteração Proposta: Inclusão de artigo em nova lei. TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Não há. TEXTO DA CONSULTA: Não há. [P] Art. X - Os negócios jurídicos que implicarem obtenção da posse, da propriedade, do domínio ou de qualquer outro direito real sobre imóveis rurais destinados às atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, por meio de concessão, autorização ou permissão emanadas pelo Poder Público, ainda que desenvolvidas por pessoas jurídicas brasileiras controladas, direta ou indiretamente, por pessoas físicas ou jurídicas estrangeiras, não estão sujeitos ao regime e às restrições estabelecidas nas leis n.º 5.709/71, 8.629/93 e 6.634/79. [J] A inclusão tem por objetivo buscar uma alteração na lei que equacionasse a questão de arrendamento de terras por empresas que tenham capital estrangeiro única e exclusivamente para o setor elétrico.

140 GRUPO 5 DEMAIS ASSUNTOS SUGERIDOS PELA ABEEÓLICA ITEM 16: EMPREENDIMENTOS COM POTÊNCIA INJETADA SUPERIOR A 30MW - Alteração Proposta: Altera o Art. 26 na Lei 9.427/96. TEXTO ATUAL / TEXTO DA CONSULTA PROPOSTA [P] / JUSTIFICATIVA [J] / COMENTÁRIO [C] TEXTO ATUAL: Art o -B. Os aproveitamentos com base em fonte de biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição seja maior que kw (trinta mil quilowatts) e menor ou igual a kw (cinquenta mil quilowatts) que não atendam aos critérios definidos no 1 o -A, bem como aqueles previstos no inciso VI do caput, terão direito ao percentual de redução sobre as tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição previsto no 1 o, limitando-se a aplicação do desconto a kw (trinta mil quilowatts) de potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição. TEXTO DA CONSULTA: Não há. [P] Art o -B. Os aproveitamentos com base em fontes eólica e de biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição seja maior que kw (trinta mil quilowatts) e menor ou igual a kw (cinquenta mil quilowatts) que não atendam aos critérios definidos no 1 o -A, bem como aqueles previstos no inciso VI do caput, terão direito ao percentual de redução sobre as tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição previsto no 1 o, limitando-se a aplicação do desconto a kw (trinta mil quilowatts) de potência injetada nos sistemas de transmissão e distribuição. [J] Há diversos empreendimentos eólicos com potência instalada acima de 30 MW que limitam sua produção para não perder o desconto, especialmente nos períodos de altos ventos. Havendo capacidade de transmissão, o destravamento dessa limitação contribuiu para a otimização dos recursos energéticos, principalmente na região NE que vem sofrendo com a escassez hidrológica. Com a redação proposta não há aumento da participação de fontes com direito ao desconto.

141 RESPONSÁVEL: ABRADEE

142 CONTRIBUIÇÃO AO PROCESSO DE AUDIÊNCIA PÚBLICA nº 33/2017 DO MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Proposta de aprimoramento do marco legal do setor elétrico Agosto de 2017

143 Sumário A. CONSIDERAÇÕES INICIAIS... 3 B. CONTRIBUIÇÕES ESPECÍFICAS ) Observar a sustentabilidade do ACR ) Proteger a recuperação dos investimentos das distribuidoras em contexto de forte mutação tecnológica, definir o benefício econômico da atividade e apoiar a boa gestão dos ativos ) Estimular inovação e desenvolvimento de novos negócios com sinergia às atividades concedidas APENDICE I - EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL DOS EFEITOS TARIFÁRIOS DA AMPLIAÇÃO DO MERCADO LIVRE APENDICE II - CARGA TRIBUTÁRIA SOBRE AS TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA APENDICE III - APLICAÇÕES DAS TARIFAS BINÔMIAS: EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL

144 A. CONSIDERAÇÕES INICIAIS A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica registra apoio à iniciativa do Ministério de Minas e Energia de promover, de maneira transparente e organizada, um diálogo com os agentes setoriais e a sociedade para aprimoramento do marco legal do setor elétrico brasileiro. Por isso, destacamos como pontos positivos das propostas disponibilizadas na Consulta Pública n. 33/17: - a clara posição de que a confiabilidade do suprimento é um bem público de responsabilidade de todos os usuários beneficiados, independente do ambiente de comercialização; - a cadenciada ampliação do ACL que se mostra prudente com a orientação de um modelo setorial com menor intervenção estatal e maior poder de escolha dos usuários que, por sua vez, não é necessariamente sinônimo de modicidade tarifária líquida e certa, conforme pode ser observando na experiência internacional 1 (ver apêndice I); - a expansão do mercado livre de forma sustentável, evitando onerar segmentos específicos e, ainda, alocando de forma justa os compromissos de reposição de encargos tarifários aos beneficiados, como o caso da Conta ACR; - o reconhecimento de que os "contratos legados" são oriundos do modelo setorial vigente, não se confundem com ineficiência e, ainda, devem ter seus efeitos tratados na transição de ampliação do ACL; - a centralização das operações financeiras do uso das redes de transmissão e da contabilização de energia no ACR, haja vista o potencial otimização de custos, bem como a melhor solidez do processo integrado de auditoria; - a convergência futura dos preços dos principais contratos do ACR entre as distribuidoras, consistente com o conceito do bem público da confiabilidade do suprimento; - o aprimoramento da política de subsídios, em especial a de incentivos à expansão das fontes renováveis; e - a retomada de instrumentos e diretrizes para modernização das tarifas de energia elétrica num contexto de forte mutação tecnológica e de novas demandas dos clientes. Em tempo, registramos recomendação para o MME: - avaliar conjuntamente com o Poder Judiciário a pertinência e oportunidade de criação de vara especializada para o setor elétrico no contexto dos esforços de reduzir 1 Ver apêndice I. Nota-se que em alguns casos sucesso a redução de preços de energia em mercados liberalizados foram consequência da ampliação de novos serviços, resultando em economias de escala e escopo que foram compartilhadas com os clientes. 3

145 a judicialização não só presente, mas de forma estrutural. Neste bojo, deve-se avaliar, inclusive, a criação de um Conselho Recursal 2 composto por membros do Governo, dos Consumidores e dos Agentes; - aprimorar a governança entre as instituições do setor buscando conciliar o planejamento da expansão com a operação dos sistemas eletroenergéticos, mitigar riscos setoriais e, ainda, reduzir custos do setor; - selecionar dispositivos prioritários, conforme PL 6.621/16 em tramitação na Câmara dos Deputados, para fortalecer e garantir padrões de meritocracia na indicação e na seleção dos dirigentes e gestores das Agências Reguladoras e estabelecer política de remuneração condizente com as respectivas responsabilidades; - renovar os argumentos ao Poder Executivo para manter a renda oriunda do processo de "descotização" no setor elétrico e à favor da modicidade tarifária; e - observar a cadência na implementação das medidas evitando variações abruptas, especialmente nas tarifas dos consumidores do ACR. Outro ponto que merece destaque, apesar de superar essa consulta pública, é colocar luz na pesada carga tributária aplicada sobre as tarifas de energia elétrica. Conforme estudos, o Brasil tem uma das maiores cargas tributárias mundiais sobre as tarifas, apesar de ter tarifas medianas 3. Não há como falar em modicidade tarifária sem trazer à tona a necessidade da urgente modicidade tributária. Por fim, ressaltamos o esforço do governo e do regulador na implementação de medidas para mitigação dos riscos da compra de energia que, frisamos, é uma operação sem remuneração às distribuidoras. Não obstante, ainda há um rol de questões que, agora, estão sendo endereças nesta consulta pública. Entretanto, enquanto a ampla e irrestrita neutralidade da compra de energia não seja alcançada pelos artefatos regulamentares, as distribuidoras continuarão sofrendo impactos dessas volatilidades. Sabe-se que somente as empresas financeiras obtém resultados positivos nas relações entre tomar/aplicar recursos. Isto posto, solicitamos do Poder Executivo, de forma transitória, estabelecer componente adicional sobre a taxa Selic, compatível com as operações financeiras da Conta ACR (Decreto 8.221/14), para ser aplicada aos eventuais saldos negativos das contas abarcadas pela Medida Provisória 2.227/ Uma experiência promissora para o contexto brasileiro é o "Painel de Especialistas da Lei Geral dos Serviços Elétricos do Chile" estabelecido na Lei nº /04, conhecida como "Ley Corta I". Sua função é de "pronunciar-se, mediante pareceres [...], sobre as discrepâncias e conflitos que, conforme a lei, surjam como resultado da aplicação da legislação elétrica e que as empresas e outras entidades habilitadas para tal submetam a seu conhecimento. A entidade foi criada para permitir mecanismos adicionais de resolução de conflitos nos diferentes segmentos do setor elétrico. 3 Ver apêndice II. ABRADEE (2016) "Comparação Internacional de Tarifas de Energia Elétrica", em 4

146 Isto posto, a ABRADEE apresenta um rol de 18 contribuições estruturadas em três grandes dimensões objetivando o refinamento das propostas submetidas, bem como a ampliação de medidas coerentes com os princípios lançados por esse Ministério na CP 32/17 e materializados nos dispositivos detalhados nesta CP 33/17. B. CONTRIBUIÇÕES ESPECÍFICAS 1) Observar a sustentabilidade do ACR Neste ponto, verificamos avanços importantes como (i) o carregamento dos custos da Conta ACR pelos consumidores que eventualmente migrem para o ACL, e (ii) a possibilidade de reduzir os CCEAR-D caros (CVU > PLD teto). Entretanto, considerando os prós e contras da "descotização", conforme explanado na NT n. 5/2017/AEREG/SE, é pertinente apresentar contribuições objetivando efeitos à favor da modicidade tarifária de forma geral, bem como, de forma específica, aos consumidores economicamente mais vulneráveis. São eles: 1.1) Potencializar a medida de descomissionamento das térmicas com elevado custos variáveis (CVU) naturalmente obsevando as questões de segurança operativa 4, e desfazer respectivos CCEAR-D: Lei Art 28º ºA privatização de que trata o caput deverá considerar: I o pagamento, no caso de concessão ou autorização de geração, de quota anual, em duodécimos, à Conta de Desenvolvimento Energético, de que trata a Lei nº , de 26 de abril de 2002, correspondente ao a um terço do benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão, tendo como destinação prioritária às eventuais indenizações de que trata o Artigo 2º-D da Lei , de 15 de março de II - o pagamento de bonificação de outorga anual, em duodécimos, correspondente a: a) dois terços do benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão, no caso de concessão ou autorização de geração; 4 Inclui a possibilidade de substituição por térmicas de custos mais módicos. 5

147 b) ao benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão, nos casos de concessão ou autorização de transmissão e distribuição Ampliar a abrangência e a efetividade 5 dos efeitos da Tarifa Social de Energia Elétrica mostra-se fundamental nesse momento em que importantes aprimoramentos estão sendo propostos, inclusive por estar aderente aos princípios trazidos pelo MME, em destaque, ao reconhecer a necessidade de intervenção governamental na incorporação dos custos sociais, que eventualmente não estejam sendo percebidos ou precificados, ou por reconhecida e/ou comprovada incapacidade ou desinteresse de agentes de mercado. Assim, os benefícios da correta alocação destes subsídios, além de resultarem em melhoria da condição social destes consumidores, incorporam incentivos à redução de consumo, intrínsecos à própria precificação da Tarifa Social, imprescindível para a sustentabilidade do SEB: Lei Art 1º... I - para a parcela do consumo de energia elétrica inferior ou igual a 30 (trinta) 50 (cinquenta) kwh/mês, o desconto será de 65% (sessenta e cinco por cento) 70% (setenta por cento); II - para a parcela do consumo compreendida entre 31 (trinta e um) 51 (cinquenta e um) kwh/mês e 100 (cem) 150 (cento e cinquenta) kwh/mês, o desconto será de 40% (quarenta por cento) 50% (cinquenta por cento); III - para a parcela do consumo compreendida entre 101 (cento e um) 151 (cento e cinquenta e um) kwh/mês e 220 (duzentos e vinte) 250 (duzentos e cinquenta) kwh/mês, o desconto será de 10% (dez por cento) 20% (vinte por cento); IV - para a parcela do consumo superior a 220 (duzentos e vinte) 250 (duzentos e cinquenta) kwh/mês, não haverá desconto. Art. 2º... I - seus moradores deverão pertencer a uma família inscrita no Cadastro Único para Programas Sociais do Governo Federal - CadÚnico, com renda familiar mensal per capita menor ou igual a meio setenta e cinco por cento do salário mínimo nacional; ou... 5 As faixas de consumo e respectivos descontos foram extraídos do PLS de autoria do Senador Roberto Rocha do PSB/MA. Essas alterações combinadas com a ampliação do limite da renda per capita resultariam, aproximadamente, em R$ 1,5 bilhão anuais de subsídios adicionais. Valor inferior a componente que sairá do orçamento de despesas da CDE referente ao ressarcimento dos aportes realizados em 2013, conforme o art 4-A do Decreto

148 III estejam localizadas em regiões classificadas pelo IBGE como pertencentes a setores censitários do tipo subnormal Outro ponto pertinente, é uma clara orientação ao ACL para os novos consumidores e definição de que a migração de consumidores ao ACL será irrevogável e irretratável, inclusive, para evitar a arbitragem e movimentos oportunistas e, assim, dar consistência aos dispositivos estabelecidos no Art 16-B da Lei (os eventuais custos da migração serão arcados por todos os consumidores). Por isso, há retidão na inclusão do dispositivo abaixo: Lei Art. 16-D Os consumidores do Ambiente de Contração Regulada, de que trata a Lei nº , de 2004, que exercerem as opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16 terão suas decisões consideradas irrevogáveis e irretratáveis. Parágrafo Único - Os novos consumidores, conforme os enquadramentos de elegibilidade estabelecidos no Art. 16, serão atendidos exclusivamente no Ambiente de Contratação Livre Como mencionado anteriormente, é justa a proposta de vincular encargos tarifários aos consumidores que migram para o ACL e outrora foram beneficiados com a mitigação de impactos tarifários. Para dar a segurança jurídica objetivando garantir a abrangência do dispositivo proposto pelo MME, recomendamos suprimir a palavra "contratada" no caput do Art 16-A. De fato, foram duas naturezas de operações financeiras realizadas para mitigar os impactos tarifários aos consumidores do ACR. A primeira, estabelecida no Art. 4º-A do Decreto 7.891, por meio de aportes do Tesouro Nacional e a segunda, tratada no Art. 4º-C do mesmo Decreto, por meio das operações de crédito da Conta ACR, executadas pela CCEE. Art. 16-A Os consumidores do Ambiente de Contração Regulada, de que trata a Lei nº , de 2004, que exercerem as opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16 deverão pagar, mediante encargo tarifário cobrado nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, na proporção do consumo de energia elétrica, os custos remanescentes das operações financeiras contratadas executadas para atender à finalidade de modicidade tarifária de que trata o 13 do art. 13 da Lei nº , de 26 de abril de O esforço de reter recursos setoriais para modicidade tarifária a todos os consumidores, independente do regime de comercialização, poderá ser ampliado pelo uso da parcela arrecadada com a taxa de que trata o art. 12 da Lei (Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica) que não constituiu, de fato, o orçamento aprovado para a ANEEL. Esse recorrente e constante excedente de arrecadação poderá compor o rol de receitas da CDE do ano subsequente à favor da modicidade tarifária. Lei Art

149 1 o Os recursos da CDE serão provenientes das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, das multas aplicadas pela Aneel a concessionárias, permissionárias e autorizadas, e dos créditos da União de que tratam os arts. 17 e 18 da LEI Nº , DE 11 DE JANEIRO DE 2013, e do excesso de arrecadação oriundo da Taxa Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica que superar o orçamento anual aprovado para ANEEL, aferido no ano anterior A universalização do acesso aos serviços de energia elétrica alcançou, no ano de 2016, 99,7%. Remanesce, ainda, um pequeno passivo de novas ligações, mas de investimento extremamente elevado. Por isso, considerando os limites orçamentários do PLPT e a racionalidade de aplicar subsídios tarifários, apenas aos que, de fato, são mais economicamente vulneráveis propomos adequar os limites de potência de ligação de que trata o art. 14 da Lei A adequação objetiva evitar que os custos de conexão de cargas elevadas sejam repassados nas tarifas dos demais consumidores. Lei Art I - áreas, progressivamente crescentes, em torno das redes de distribuição, no interior das quais o atendimento em tensão inferior a 2,3kV, ainda que necessária a extensão de rede primária de tensão inferior ou igual a 138kV, e carga instalada na unidade consumidora de até 50kW 7,5kW, será sem ônus de qualquer espécie para o solicitante que possuir característica de enquadramento no Grupo B, excetuado o subgrupo iluminação pública, e que ainda não for atendido com energia elétrica pela distribuidora local; II - áreas, progressivamente decrescentes, no interior das quais o atendimento em tensão inferior a 2,3kV, ainda que necessária a extensão de rede primária de tensão inferior ou igual a 138kV, e carga instalada na unidade consumidora de até 50kW 7,5kW, poderá ser diferido pela concessionária ou permissionária para horizontes temporais preestabelecidos pela ANEEL, quando o solicitante do serviço, que possuir característica de enquadramento no Grupo B, excetuado o subgrupo iluminação pública, e que ainda não for atendido com energia elétrica pela distribuidora local, será atendido sem ônus de qualquer espécie. 2) Proteger a recuperação dos investimentos das distribuidoras em contexto de forte mutação tecnológica, definir o benefício econômico da atividade e apoiar a boa gestão dos ativos 2.1 A tendência de aumento da geração distribuída poderá, a partir de certo montante, repercutir de forma significativa nas condições de contratação de energia das distribuidoras. Por isso, objetivando integrar as ações para mitigar os riscos de gestão de volumes da 8

150 contratação de energia pelas distribuidoras indicamos a ampliação das condições abarcadas no Art 16-B. Lei Art. 16-B Os custos das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica com excesso involuntário de energia contratada decorrente das opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16, bem como da inserção de geração distribuída e da autoprodução serão pagos por todos os consumidores, mediante encargo tarifário cobrado nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, na proporção do consumo de energia elétrica. 2.2, 2.3 e Neste tópico buscamos antecipar o limite de aplicação da tarifação binômia aos usuários do sistema de compensação de energia elétrica para estancar perdas de receita das distribuidoras e o incremento posterior das tarifas dos demais consumidores. No intermédio, inclusive para atender dispositivo legal do artigo 35º da Lei n , atualmente não observado, solicitamos ampliar, temporariamente, as destinações da CDE 6. Além disso, haverá coerência com o que já se executa para a inserção das fontes renováveis, conforme o inciso VI do Art. 13º da Lei /2002, objeto de aprimoramento nessa consulta pública. Outro ponto que deve ser observado nas regras de transição refere-se a logística para adequação do parque de medidores. Apesar da tarifa binômia, em conceito, não necessariamente depender da troca de medidores, as experiências internacionais (ver apêndice III) do uso de parâmetros de faturamento alternativos ao da medição de demanda (número de fase, amperagem de disjuntores, parcela fixa, fator de carga etc), não lograram aplicação pacifica e clara aos consumidores e, por isso, deve ser objeto de estudo das distribuidoras conjuntamente com o regulador. Caso, os prós e contras dessas alternativas não sejam favoráveis deve-se permitir às distribuidoras, com o acompanhamento do regulador, o planejamento da modernização otimizada do parque de medição evitando o sobrepreço na oferta desses novos equipamentos, bem como o sucateamento precoce dos existentes a prejuízo das distribuidoras e dos próprios consumidores. Lei Art. 15-A As modalidades tarifárias de fornecimento de energia elétrica 6 O quesito de sustentabilidade ambiental no desenvolvimento econômico e social pode ser considerado um valor da sociedade contemporânea e uma necessidade para futuras gerações. Diversas iniciativas, programas e regulamentos têm sido implementados para promover uma forte ampliação das fontes renováveis na matriz energética nacional e, em foco, para os estímulos à expansão da micro e minigeração distribuída. Assim, para dar consistência à essas políticas e regulamentos de incentivos, inclusive para atender o artigo 35º da Lei 9.074/95, é necessário atualizar o rol de destinações da Conta de Desenvolvimento Energético de forma coerente com o que já se executa para a inserção das fontes renováveis, conforme o inciso VI do Art. 13º da Lei /2002. Destaca-se, que coerentemente com políticas de incentivo, a destinação da subvenção da CDE será devida enquanto mantidos os respectivos benefícios tarifários. 9

151 aplicadas às unidades consumidoras, independente da tensão de fornecimento em que essas unidades são atendidas:... 2º A implantação da segregação e da cobrança de que trata este art. deverá ocorrer até 1º de janeiro de 2018 para usuários do sistema de compensação de energia elétrica e conforme solicitação da distribuidora para os demais consumidores, mediante regulamentação da ANEEL. Lei Art. 13. Fica criada a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE visando ao desenvolvimento energético dos Estados, além dos seguintes objetivos:... XIV prover recursos para pagamento do prêmio de incentivo de que tratam 1º-D, 1º-E, 1º-F e 1º-G do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; XV - prover recursos para compensar, enquanto perdurarem, descontos aplicados nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica ou qualquer outro tipo de benefício tarifário, explicito ou implícito, dado pelo Poder Executivo para estimular a expansão da microgeração e minigeração distribuída. 2.5 e A atividade de distribuição, em si, merece aprimoramento da regulamentação. Destaca-se a diretriz de estimular a boa gestão de ativos e, assim: (i) oferecer incentivos para a ampliação da longevidade de ativos prestáveis, inclusive à favor da modicidade tarifária e (ii) buscar a otimização da baixa de ativos que poderão sofrer, inclusive, caducidade econômica antecipada por efeito do cenário de mutação tecnológica. Ademais, considerando a evolução tecnológica vindoura e as maiores expectativas dos clientes, as condições para estabelecimento de modalidades tarifárias devem ter mais flexibilidade, inclusive para internalizar os sinais econômicos de demanda, além da dimensão social operada pela TSEE, bem como da contestação econômica de mercados eletroenergéticos 7 objetivando maximizar a eficiência alocativa na economia. Por isso, recomendamos: Lei A literatura caracteriza monopólio como imperfeição de mercado onde existe apenas um fornecedor para um dado produto e, por isso, não há contestação do preço por pressão da competição. O monopólio natural, por sua vez, se manifesta quando um único provedor obtém custos mais eficientes do que os que seriam obtidos por mais de um provedor. Entretanto, se não há sentido em existir competição num monopólio natural, há possibilidade de que seja contestado por rupturas tecnológicas ou por oferta de alternativas de serviços equivalentes. A contestação de mercado no fornecimento de energia elétrica manifesta, então, por opções de competição energética para prestar serviço útil equivalente aos consumidores. Por exemplo, a necessidade de aquecimento em uma residência pode ser atendida por aquecedores de passagem que convertem energia elétrica, ou gás, ou isolação, ou biomassa em energia térmica. Outro caso clássico é a termoacumulação e/ou autogeração do usuários para contestar o preço da tarifa do horário de ponta do fornecimento de energia elétrica. 10

152 Art XVIII - definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, baseadas nas seguintes diretrizes:... b) utilizar sinal locacional visando a assegurar maiores encargos para os agentes que mais onerem o sistema de transmissão; c) utilizar, quando viável técnica e economicamente, o sinal locacional no sistema de distribuição; e d) valorizar eventuais benefícios da geração de energia elétrica próxima da carga; e) estimular a boa gestão dos ativos, dentre elas, as que aumentem a longevidade e as necessárias para otimizar baixas em operação; e f) reintegrar os investimentos realizados durante o período da concessão.... Art 15-A III - podem prever tarifas considerando sinais econômicos da demanda e de contestação de mercados eletroenergéticos.... 3º As modalidades tarifárias de que trata o inciso III deverão ser propostas pelas distribuidoras e homologadas pela ANEEL No decorrer dos últimos anos a participação das despesas da chamada "parcela A" dos contratos de concessão subjulgou, em muito, a participação da "parcela B" que, por sua vez, caracteriza o efetivo valor econômico agregado da atividade de distribuição. Tal fato amplificou, sem objeto de mérito ou justificativa, os impactos econômicos das multas administrativas. Neste sentido, é oportuno sanar essa distorção e, ainda, pacificar o entendimento do que se qualifica como Benefício Econômico gerado pela atividade de distribuição para fins da Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica. Por isso, propomos: 11

153 Lei Art. 3 o X - fixar as multas administrativas a serem impostas aos concessionários, permissionários e autorizados de instalações e serviços de energia elétrica, observado o limite, por infração, de 2% (dois por cento) do benefício econômico anual, faturamento, ou do valor estimado da energia produzida nos casos de autoprodução e produção independente, correspondente aos últimos doze meses anteriores à lavratura do auto de infração ou estimados para um período de doze meses caso o infrator não esteja em operação ou esteja operando por um período inferior a doze meses.... Art.12 o... 1º III - TFd = [Ed / (FC x 8,76)] x Du Onde:... Du = 0,4% do valor unitário do benefício econômico anual decorrente da exploração do serviço de distribuição, expresso em R$/kW, constituído pelo faturamento líquido de tributos e abatido das despesas de compra de energia, de encargos de transmissão e distribuição e de encargos setoriais; A orientação contida na Nota Técnica nº 3/2017/AEREG/SE ("...redução das responsabilidades das distribuidoras em relação à gestão de compra de energia, reconhecendo o papel limitado dos instrumentos de gestão atualmente presentes e a necessidade de as empresas focarem na atividade de infraestrutura de rede e de qualidade do serviço, paradigma que implica alterações na alocação dos custos de contratação de energia...), terá mais um quesito alcançado pela possibilidade de facultar, quando couber, às distribuidoras alocarem os custos regulatórios das receitas irrecuperáveis como item da Parcela A, por meio de aditivo ao contrato de concessão. Cabe salientar, ainda, que essa medida atuará positivamente para as distribuidoras mitigarem a pressão tarifária oriunda da proposta de "descotização". Por isso, a inclusão de dispositivo: Lei

154 Art. 28 o. Nos casos de privatização, nos termos do art. anterior, é facultado ao poder concedente outorgar novas concessões, pelo prazo de 30 (trinta anos), se efetuar a reversão prévia dos bens vinculados ao respectivo serviço público º. A ANEEL fica autorizada a celebrar, conforme solicitação da distribuidora de energia elétrica, aditivos aos respectivos contratos de concessão para alocar a Receita Irrecuperável como item da Parcela A. 2.9 e O esforço de desjudicialização é nítido e deve ser ampliado objetivando melhorar a disciplina comercial, especialmente no mercado de varejo. Dessa forma, fortalecer a legislação das concessões de serviço público, e ainda, oferecer aparato legal aos dispositivos infralegais existentes, especialmente da regulamentação setorial, afastará a obtenção de decisões judiciais liminares para restabelecimento de fornecimento de energia de usuários em condições irregulares, qualificados nos padrões do Termo de Ocorrência e Inspeção - TOI, ou mesmo aqueles que permanecem inadimplentes, após tratativas previstas na regulamentação. Outra contribuição é adequar as condições de desempenho regulatório das concessionárias de distribuição nas ocorrências excepcionais de segurança pública que, por sua vez, dificultam o combate às perdas não técnicas, à inadimplência e, inclusive, a implementação de melhoria dos padrões de qualidade e continuidade dos serviços prestados nas áreas afetadas. Lei Art. 6 o... 3º III - Detectada pelo concessionário a existência de fraude ou adulteração na medição do fornecimento da unidade consumidora, o consumidor deixar de adimplir com a cobrança do consumo complementar apurado nos termos da regulamentação aplicável, assegurada a ampla defesa e o contraditório. Lei Art. 3 o... XXII - Estabelecer procedimentos para a caracterização da irregularidade de medição de unidade consumidora, disciplinando metodologia para a recuperação da receita e sua cobrança pela concessionária do serviço público de distribuição de energia elétrica, nos termos do inciso III do 3º do artigo 6º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de

155 ... Art. 3º-B. Compete à Aneel estabelecer tratamento regulatório específico e excepcional para conjunto de consumidores ou regiões dotados de graves especificidades socioeconômicas, mediante ato do Poder Público, que impeçam o acesso do concessionário às suas instalações e a prestação adequada do serviço público de distribuição de energia elétrica. Parágrafo único. Alterações das condições de complexidade socioeconômica, que permitam à concessionária de distribuição de energia elétrica recuperar o acesso às suas instalações, ensejarão a extinção do tratamento regulatório específico e excepcional de que trata o caput. 3) Estimular inovação e desenvolvimento de novos negócios com sinergia às atividades concedidas Este tema é fundamental para o novo papel das distribuidoras neste contexto de alteração do marco institucional do setor elétrico com ampliação do ACL. Criar estímulos à inovação nas concessões de serviço público consistentes com as definições de eficiência econômica seletiva é coerente e necessário com as expectativas dos clientes. Ademais, essa proposta não se restringe às distribuidoras de energia elétrica, mas a todas as concessões de serviço público. Assim, buscando potencializar a agregação de valor ao segmento, porém num espaço extratarifário, ou seja, além das metodologias da atividade monopolística estabelecidas pela ANEEL, sugerimos: Art. 9º A Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, passa a vigorar com a seguinte redação: Art. 11º º... 2º As fontes de receitas previstas neste artigo que sejam oriundas de novos arranjos tecnológicos ou novos serviços aos usuários com atributos de inovação terão um período de dez anos, contados a partir de seus registros contábeis, para compor efeitos à modicidade tarifária A Lei /05 constitui importante redirecionamento da política nacional de ciência e tecnologia ao ampliar o rol de investimentos elegíveis, mas principalmente ao trazer e estabelecer a dimensão de inovação objetivando gerar riqueza e maior competitividade ao país. Por isso, conciliar os dispositivos da Lei 9.991/01, específica para agentes do setor elétrico, às políticas aplicadas para todos os demais ramos da economia, especialmente 14

156 àqueles sob condições de mercado competitivo, certamente dinamizará os resultados dos recursos financeiros empenhados pelos agentes do setor elétrico e, ainda, atuará na desburocratização dos procedimentos atualmente existentes para essa aferição. Lei Art. 1º As concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, setenta e cinco centésimos por cento de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento e inovação do setor elétrico e, no mínimo, vinte e cinco centésimos por cento em programas de eficiência energética no uso final, observado o seguinte:... Art. 4º II 40% (quarenta por cento) para projetos de pesquisa e desenvolvimento e inovação, aferidos conforme a regulamentação aplicada às atividades de pesquisa tecnológica e desenvolvimento de inovação tecnológica, de que tratam os arts. 17 a 26 da Lei no , de 21 de novembro de 2005 segundo regulamentos estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL; 15

157 APENDICE I - EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL DOS EFEITOS TARIFÁRIOS DA AMPLIAÇÃO DO MERCADO LIVRE 16

158 17

159 18

160 19

161 APENDICE II - CARGA TRIBUTÁRIA SOBRE AS TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA 20

162 APENDICE III - APLICAÇÕES DAS TARIFAS BINÔMIAS: EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL 21

163 RESPONSÁVEL: THYMOS ENERGIA

164 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 CONTRIBUIÇÕES REFERENTES À CONSULTA PÚBLICA MME Nº 033/2017 A Thymos Energia apresenta suas considerações para a proposta de aprimoramento do marco regulatório e comercial relativo ao Setor Elétrico Brasileiro (SEB) que se encontra em Consulta Pública pelo Ministério de Minas e Energia (CP MME nº 033/2017). A Thymos Energia entende que a proposta contida na Consulta Pública é audaciosa, progressista e desafiadora, dado que enfrenta as necessárias mudanças para o futuro do setor elétrico brasileiro (SEB). O apoio da Thymos Energia à proposta é total, sugerindo apenas algumas mudanças muito relacionadas com a forma de implantação. Cabe ressaltar que, o novo desenho do mercado pode criar mais custos do que benefícios para os consumidores no começo, porém é bem mais racional do que o que hoje existe, e prevê uma boa solução de médio e longo prazo para a sustentabilidade econômica do consumo. Um ponto de aprimoramento a ser mais bem avaliado é que existe uma centralização excessiva de algumas funções, que é um risco muito grande para futuras intervenções desnecessárias do governo. Em relação ao ACL a proposta impõe algumas barreiras no primeiro momento para ampliar melhor a liberdade do consumo no futuro, desta forma acreditamos que alguns ajustes são necessários para tornar a proposta ainda mais equilibrada. A proposta contida na CP MME nº 033/2017 é bastante abrangente e se traduz em um conjunto de 18 medidas que aborda os pontos necessários de aprimoramento do modelo setorial no curto, médio e longo prazos, considerando aspectos como a ampliação do mercado livre e tratamento dos contratos legados de longo prazo do Ambiente de Contratação Regulado (ACR), aprimoramento do modelo de expansão e financiabilidade com maior participação do Ambiente de Contratação Livre (ACL), contratação separada dos produtos energia e 1

165 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 confiabilidade sistêmica, aperfeiçoamento da formação do preço e das tarifas em base horária, aprimoramento da segurança da comercialização por meio da constituição de garantias financeiras diárias e menores prazos para a realização da contabilização e liquidação financeiras, tratamento dos subsídios das fontes incentivadas em termos de definição de critérios e prazos necessários para a sua determinação, além de outras medidas de mais curto prazo relacionadas à sustentabilidade e desjudicialização do setor. Cada tema apresentado requer por si só um maior aprofundamento e discussão, entretanto uma avaliação estruturada e integrada das medidas e suas consequências também são necessárias para garantir a sustentabilidade do modelo de transição e facilitar ao alcance de um mercado mais maduro, seguro, eficiente e sustentável. Nesse sentido recomenda-se a apresentação de uma Avaliação de Impacto Regulatório (AIR) das propostas e das formas de alocação dos custos, contemplando adicionalmente os impactos e benefícios para o setor e para o Brasil de cada possibilidade/escolha. Certamente a AIR é uma contribuição que poderá ser oferecida após a Consulta Pública. As contribuições da Thymos, detalhadas nas sessões seguintes, podem ser sintetizadas como a seguir: Ampliação do limite proposto para consideração do consumo líquido de autoprodução no pagamento de encargos e energia de reserva (3 MW) para o limite atual de atuação no mercado (500 kw). Estabelecimento de marco regulatório necessário para consolidação da Geração Distribuída, que possibilite o equacionamento das lacunas regulatórias e tributárias para a micro e mini geração e tratamento isonômico aos agentes. Avaliação de alternativas para ampliação imediata do mercado livre convencional até 500 kw e permissão da comunhão de cargas até 500 kw, com acesso à energia convencional mais acessível, como forma de aquecer a economia e minimizar os custos da transição. 2

166 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 Reavaliação dos limites de separação entre o atacado e varejo como forma de permitir uma atuação sustentável da CCEE no exercício de sua atividade fim que é a viabilização da comercialização de energia, sem, entretanto, restringir demasiadamente a migração dos consumidores para o ACL com impactos na competitividade e eficiência. Aprimoramento da Comercialização Varejista, especialmente quanto ao gerenciamento de riscos em situações de ações judiciais que impeçam o corte de fornecimento do consumidor, como a possibilidade de inclusão das cargas inadimplentes dentro do fornecedor de última instância, que poderia assumir este risco em troca de um prêmio. Delimitação clara da atuação da distribuidora no fornecimento de energia e mitigação da compra de contratos de prazos muito longos. Separação real dos negócios da distribuidora em duas empresas: (i) empresa regulada com os ativos de distribuição ( fio ) e (ii) nova empresa parcialmente regulada responsável pela comercialização das compras no atacado com repasse para o varejo. Os contratos legados estariam nesta nova empresa, neutralizando de forma explicita os efeitos da parcela A na empresa de distribuição, mesmo que o controle ainda permaneça nos acionistas atuais. Ampliação das discussões para a criação de mecanismos claros que permitam a financiabilidade pelo ACL por meios de novas estruturas de financiamento pelo BNDES e pela iniciativa privada. Estabelecer uma data futura confortável para os agentes em relação a implantação da separação de lastro e energia até maior maturação dos conceitos e equacionamento das questões relacionadas à financiabilidade da expansão. Avaliação de alternativas para não cobrança de tributos sobre as operações de intermediação da Centralizadora destinada a atuar como intermediadora nos contratos de geração e transmissão de energia. 3

167 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 Reavaliação de critérios relativos aos limites dos preços do mercado de curto prazo, levando-se em consideração dentre outros aspectos a capacidade de resposta da demanda e a nova base de preços horários, que poderá inclusive sinalizar o preço em sincronia com a curva de carga. Promoção de discussão metodológica ampla na definição da forma de aplicação dos conceitos da oferta de preços, abrangendo aspectos como operação e compartilhamento do risco hidrológico de geradores localizados em uma mesma cascata, mitigação do poder de mercado e monitoramento. Não repasse da conta-acr aos novos consumidores que migram, dado que a mesma tem um horizonte de médio prazo para acabar, e o tema é muito contestável. Avaliação de outros recursos para minimizar os custos dos contratos legados, por exemplo, provenientes da privatização, ou postergação da aplicação destes novos encargos num período maior para início da cobrança. Permitir o acesso à energia convencional mais barata decorrente sobras involuntárias das Distribuidoras também pelos consumidores especiais Definição de prazo realista para avaliação e consideração do sinal locacional para as tarifas de transmissão e distribuição. Aprimoramento metodológico imediato do sinal locacional nas tarifas do sistema de transmissão visto que a metodologia nodal não captura, por exemplo, o melhor uso da rede pela geração próxima ao centro de consumo. 4

168 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 DETALHAMENTO DAS CONTRIBUIÇÕES A Thymos Energia oferece suas contribuições detalhadas a seguir, de forma a colaborar para a implantação de um modelo progressista e funcional, como visualizado pelo MME. 1 - Autoprodução Limite entre autoprodução e micro e mini Geração Distribuída (3 MW) O limite para consideração do consumo líquido de autoprodução no pagamento de encargos e energia de reserva de 3 MW é muito restritivo, sendo que investimentos em autoprodução devem sempre ser vistos pelo governo como meio de promover a eficiência do setor e da indústria nacional. A sugestão é manter os limites atuais para atuação no mercado até 500 kw. Existem algumas lacunas regulatórias e tributárias para a micro e mini geração que precisam ser equacionadas para sua consolidação, sendo que muito dos benefícios são dados por meio de convênios tributários não atualizados com a regulamentação, e de forma não isonômica. Deve se considerar no âmbito da autoprodução a criação do marco regulatório da GD definitivo, que com os avanços tecnológicos a nível mundial seria muito importante uma definição mais clara. 2 - Redução dos Limites para acesso ao Ambiente de Contratação Livre Abertura gradual do mercado abrangendo o Grupo A até

169 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 A Proposta do MME para liberação do mercado é muito tímida, atingindo a elegibilidade em algo em torno de 50% do mercado em 2028, ou seja, 33 anos após a Lei 9.074/95, que definiu o consumidor livre. A proposta original não amplia o ACL até 2024, apenas elimina gradualmente a reserva de mercado das fontes incentivadas. Estudos recentes desenvolvidos pela Thymos Energia indicam que em 7 anos a ampliação é de somente 2,3% do ACL, e em 11 anos, ampliação potencial é de apenas MW.médios (7,0% do SIN atual). Para liberação total da classe A ainda faltam os consumidores abaixo de 75 kw, que representa apenas 441 MW.médios com cerca de 150 mil unidades de consumo. A classe B também deveria estar prevista, para alcançarmos a liberalização total do mercado, como em outras economias no mundo. O cronograma de liberação deveria ser mais acelerado, já que são propostos mecanismos de neutralização da migração para as distribuidoras e a expansão contará com o ACL com a separação lastro e energia. A redução dos limites de acesso ao ACL possui aspectos muito positivos no sentido de adiantar a abertura do mercado para consumidores conectados até 7 de julho de 1995 com demanda contratada maior ou igual a 3 MW e com tensão menor que 69kV, o que está em linha com a ideia de termos um mercado livre sem restrições. Esta medida deve ser implantada de imediato. Como forma de ampliar a relevância ao mercado livre, promover a eficiência e incentivar a indústria nacional, recomenda-se a liberalização imediata do consumidor especial até 500 kw se tornar livre e ter acesso à energia convencional, inclusive proveniente das sobras contratuais das distribuidoras. Tal medida poderá ter um efeito positivo para crescimento da indústria e do país, além de diminuir os subsídios cruzados relativos aos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Separação entre atacado e varejo para atuação no Mercado (consumidores menores que 1000 kw) 6

170 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 Na contramão de uma ampliação do mercado livre de energia a proposta impõe rigorosas barreiras para a migração de novos consumidores a imposição de representação na CCEE por meio de um agente de mercado para novos consumidores com demanda abaixo de 1MW a partir de Uma representação compulsória por um agente de mercado vai contra o que os princípios da ampliação do mercado livre e contra os princípios da reorganização do setor elétrico, citados na CP 32/2017 e que serviram de base para a elaboração da CP 33/2017. Todos os novos consumidores que decidirem migrar com demanda abaixo de 1 MW não terão a opção de negociar os próprios contratos sendo obrigados a pagar o preço oferecido pelo agente de mercado. Neste ponto estamos apenas trocando a tarifa da distribuidora pelo preço de energia de um agente de mercado com pouca flexibilidade de negociação. Recomenda-se um estudo mais aprofundado para a definição dos limites de separação entre o atacado e varejo como forma de permitir uma atuação sustentável da CCEE no exercício de sua atividade fim que é a viabilização da comercialização de energia, sem, entretanto, restringir demasiadamente a migração dos consumidores para o ACL com impactos na competitividade e eficiência. Acreditamos que a CCEE tem condições de assumir as migrações de clientes com demandas inferiores ao que é aceito hoje, visto que o prazo para adequação é extenso, propiciando um longo prazo para planejamento e estruturação dos processos. Também é necessário aprimorar a figura do comercializador e do gerador varejista de forma a mitigar os problemas existentes para sua viabilização efetiva no mercado, especialmente quanto ao gerenciamento de riscos em situações de ações judiciais que impeçam o corte de fornecimento do consumidor. Nesse sentido recomenda-se a não representação compulsória por agente de mercado para novos clientes 7

171 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 com demanda inferior a 1MW e que seja avaliada a inclusão das cargas inadimplentes dentro do fornecedor de última instância, que poderia assumir este risco em troca de um prêmio. Adicionalmente, como a migração para o ACL possui um processo moroso com duração média de seis meses, a proposta para que os consumidores se adequem aos requisitos supracitados até 2018 e que já possuam a migração definida serão extensivamente acometidos pelo curto período de adaptação. Dessa forma, se mostra pertinente a prorrogação desse prazo em um período mínimo de um ano a fim de que os consumidores com a decisão de migrar para o ambiente livre possuam tempo hábil e autonomia para se adaptarem às novas regras. A Thymos Energia atualmente é classificada na CCEE como uma empresa não-agente, isto é, apesar de não comercializar energia, representa agentes perante a Câmara. Desta forma, solicitamos a inclusão no texto permitindo que assessorias como a Thymos Energia, que possui uma carteira de clientes com consumo médio mensal em torno de 800 MW médios, possa assessorar também os novos entrantes com demanda contratada abaixo de 1000 kw, no sentido de facilitar a operação na CCEE. Extinção da Comunhão de Cargas para composição dos 500 kw a partir de 2018 A extinção da Comunhão de Cargas para composição dos 500 kw a partir de 2018 representa uma outra barreira ao mercado livre, impedindo que agentes importantes como como redes de supermercados e de hospitais possam se beneficiar da previsibilidade orçamentária e da redução de custos sem justificativa razoável, visto que é possível a CCEE adaptar seus processos e sistemas de forma estruturada No nosso entendimento a CCEE tem total condição de atender sua principal atribuição que é a viabilização das operações de compra e venda de energia. Caso contrário jamais poderia assumir outras atribuições diferentes daquelas definidas em sua constituição como a gestão 8

172 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 de encargos e conta bandeira. Ao criar barreiras para realizar tais atividades estaria infringindo os marcos legais e interrompendo o crescimento do mercado livre. O crescimento sustentável do setor passa por definições de processos e procedimentos e pela implantação de sistemas. Todas essas etapas já foram vencidas pela CCEE nos últimos anos com vastos investimentos nos sistemas CliqCCEE, Siga e SGP. Nesse sentido recomenda-se que a comunhão de fato ou de direto seja permitida para consumidores com demanda contratada individualmente menor que 500 kw, de forma a garantir o princípio de equidade e isonomia aos agentes que atuam no mercado livre. 3 Obrigação de Contratação Recomenda-se o estabelecimento de um período de transição claro para a separação do lastro e da energia, com base na representatividade e necessidade de contratação de cada produto, com o objetivo também de delimitar a atuação da distribuidora no fornecimento de energia e mitigar a compra de contratos de prazos muito longos. Em conjunto é possível desenhar a liberação da contratação, reduzindo a obrigação atual de 100% de contratação de forma paulatina. Adicionalmente devem ser incorporados mecanismos claros que permitam a financiabilidade pelo ACL por meios de novas estruturas de financiamento pelo BNDES e pela iniciativa privada. 4 - Redução de Custos de Transação na Transmissão Custos Tributários em função da Intermediação pela entidade Centralizadora 9

173 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 A respeito dos custos tributários, necessário se faz mencionar o entendimento da Ilustre Juíza Federal da 20º Vara do TRF da 1º Região no Processo N , ajuizado pela CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA CCEE contra a UNIÃO (FAZENDA NACIONAL), objetivando que seja declarada a inexistência de relação jurídica entre a Autora e a Ré que obrigue a primeira a apurar e recolher os tributos federais incidentes sobre a renda e a receita percebidas pela Autora na qualidade de gestora dos valores relacionados ao Encargo de Energia de Reserva (EER), sob o fundamento de que tal encargo, criado por lei federal, não constituiria renda, nem receita própria da Autora, bem como os demais valores depositados na CONER., que preconiza in verbis (...) a autora é uma associação civil sem fins lucrativos, que tem por atividade a viabilização da comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional SIN, realizada no Ambiente de Contratação Reguladora ACR, no Ambiente de Contração Livre ACL e no Mercado de Curto Prazo, segundo a Convenção, as Regras e os procedimentos de Comercialização aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, e como fonte principal de custeio a contribuição de seus associados, não recebendo ou integralizando seu patrimônio com receitas provenientes da Administração Pública.(...) De fato, o recebimento do Encargo de Energia de Reserva pela CCEE não representa receita da CCEE, mas tão somente uma atribuição administrativa que lhe foi imposta pelo próprio Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008, tendo inclusive sido obrigada a manter Conta de Energia de Reserva CONER. A esse propósito faz se mister destacar que o entendimento da magistrada pode ser traduzido para a não cobrança de tributos sobre as operações de intermediação da Centralizadora destinada a atuar como intermediadora. Devem ser avaliadas alternativas legais para explicitar a não incidência de tributos nestas operações, como por exemplo, inclusão na própria medida provisória ou projetos de lei. Uma possível solução seria a criação de uma empresa de compensações ( clearing house ) pelo Banco Central poderia ser uma forma de evitar tributações a mais no setor elétrico nacional. Custos operacionais dos Agentes 10

174 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 A proposta é positiva, pois prevê ganhos de escala na centralização dos pagamentos, e uma possível redução de custos financeiros e operacionais dos agentes, no entanto é preciso ressaltar que a proposta de alteração somente estará avançando para uma otimização, caso haja, de fato, uma redução de complexidade do processo de organização documental que atualmente envolve uma etapa de conciliação e conferência pelas Transmissoras e consumidores, que deve ser assumida pela entidade centralizadora. Adesão à liquidação centralizada Recomenda-se que uma vez comprovados os benefícios da liquidação centralizada, os agentes devem aderir considerando regras prédefinidas em sua totalidade, inclusive considerando contratos existentes. Custos da Liquidação Centralizada Atualmente os agentes de mercado pagam uma Contribuição Associativa ao ONS, que de acordo com nosso entendimento pode ser parcialmente revertida à Centralizadora, para fins de operacionalização dos pagamentos. Tratamento da Inadimplência Devem ser adotadas medidas com o objetivo de mitigar risco de inadimplência e garantir aos agentes o recebimento dos montantes cabíveis, atenuando um possível risco sistêmico para as transmissoras. Uma vez que a relação contratual entre Transmissoras e agentes conectados em rede básica é bilateral, pendências no pagamento são garantidas através de instrumentos de garantia, que não poderiam ser utilizados contra eventuais inadimplências no mercado. Caso a Transmissora receba valores divergentes do devido, entendemos que os mecanismos de ressarcimento devam estar apropriados para suportar o rateio e devolução aos agentes, bem como entendemos que deve ser aberta uma possibilidade posterior de pagamento aos agentes inadimplentes a exemplo do que ocorre hoje. 11

175 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/ Acoplamento Máximo entre Preço e Operação Preços Horários A adoção do modelo horário na cadeia atual de modelos de formação de preços até 2020 é muito positiva, tendo em vista que a matriz atual está bem diferente daquela do passado, onde as grandes hidrelétricas com reservatório impunham uma inercia muito maior na mudança de preços ao longo do dia e da semana. A formação do preço do mercado de curto prazo em uma base diária permitirá uma representação mais precisa das condições do sistema, das unidades geradoras e perfil de carga e consequentemente uma redução no pagamento de encargos de serviços do sistema. Também devem ser reavaliados critérios relativos aos limites dos preços do mercado de curto prazo, levando-se em consideração dentre outros aspectos a capacidade de resposta da demanda e a nova base de preços horários, que poderá inclusive sinalizar o preço em sincronia com a curva de carga. Oferta de Preços A oferta de preços é um tema discutido desde o programa de revitalização em 2002, e não houve avanços significativos na metodologia. Sendo assim é prudente uma discussão metodológica ampla na definição da forma de aplicação dos conceitos da oferta de preços, e desta forma se busque alcançar uma proposta robusta, mesmo que o prazo seja mais longo. Resposta da Demanda Com relação à implantação da resposta da demanda (RD) o Brasil apresenta grandes oportunidades para adotar práticas de resposta demanda, tanto no planejamento como na operação, especialmente para aprimora a eficiência econômica do despacho, no atendimento à 12

176 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 demanda máxima do sistema, na prestação de serviços ancilares para ampliação da flexibilidade e controle do sistema e em programas emergenciais. O sinal de preço é o principal direcionador das ações de RD fazendo com que o consumidor possa tomar a sua decisão tanto nas atividades industriais e comerciais, mas também nas atividades associadas aos consumidores residenciais. Para a viabilização desses mecanismos, entretanto, será necessária a implantação de infraestrutura de medição e comunicação para gerenciamento e monitoramento dos dados, além do detalhamento da regulamentação, de forma a construir o modelo comercial e as interfaces necessárias entre o ONS, CCEE, e os prestadores desses serviços (consumidores, centros de comando das distribuidoras e agregadores de carga). 6 - Redução de custos de transação na geração Apesar de se propor uma melhor eficiência na mitigação dos riscos individuais das distribuidoras, este modelo reforça a figura do comprador único, onde pode existir uma compensação de compras menos eficientes por compras mais eficientes entre as distribuidoras. No novo modelo recomenda-se a minimização de mecanismos que favoreçam a ineficiência na contratação de energia, criando-se regras de penalização dos menos eficientes. Como a proposta também prevê a possibilidade de venda da energia excedente pelas Distribuidoras, não está claro como será a prioridade e dinâmica de aplicação dos mecanismos de compensação de posições contratuais pela centralizadora com relação à comercialização da energia da Distribuidora com o mercado via leilões. A coordenação desses mecanismos também deve ser melhor explicitada. 13

177 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 A solução proposta está buscando neutralizar os riscos da compra de energia para revenda nas Distribuidoras. Neste sentido a Thymos Energia sentiu falta de uma delimitação clara da atuação da distribuidora no fornecimento de energia e mitigação da compra de contratos de prazos muito longos. Seria interessante propor a separação real dos negócios da distribuidora em duas empresas: (i) empresa regulada com os ativos de distribuição ( fio ) e (ii) nova empresa parcialmente regulada responsável pela comercialização das compras no atacado com repasse para o varejo. Os contratos legados estariam nesta nova empresa, neutralizando de forma explicita os efeitos da parcela A na empresa de distribuição, mesmo que o controle ainda permaneça nos acionistas atuais. 7 - Separação de Lastro e Energia A nota técnica não explicita o tratamento dado aos empreendimentos existentes, o que é importante para dar visibilidade aos agentes dos respectivos impactos no modelo de transição. A contratação de lastro tem foco exclusivo em confiabilidade e pode considerar diferentes fontes de energia, permitindo a valoração adequada da contribuição de cada empreendimento ao sistema e a consequente redução de subsídios, entretanto não está claro na nota técnica como se dará o estímulo à contratação de fontes renováveis. Uma possibilidade seria segregar a componente incentivada do produto energia, viabilizando a comercialização separada de certificados de energia verde. O MME também não deixou claro se está prevista alguma alteração na forma de financiamento, em face de contratação separada lastro e energia, que impõe um fluxo de caixa previsível com o lastro e um com potencial de maior variação com a energia. O posicionamento dos 14

178 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 financiadores e agentes de mercado é uma componente importante para se alcançar uma convergência nesta medida, sendo assim recomenda-se sua adoção num marco definido mais adiante, até maior maturação dos conceitos. A Thymos Energia entende que a separação lastro e energia é um movimento fundamental para a abertura do mercado, e entende que deve ser feita de uma forma bem estruturada, para alcançarmos o sucesso desta iniciativa progressista para o setor elétrico. 8 - Sobrecontratação Involuntária em Caso de Migração para o ACL A criação desses novos encargos representa uma grande barreira à migração para o mercado livre, podendo até inviabilizar sua ampliação, especialmente em um momento que o país deveria permitir o acesso à energia com preços mais competitivos e o estímulo à maior eficiência na contratação. A criação do encargo referente aos custos de transição implica num risco adicional não previsto pelos consumidores de energia. Nesse sentido avaliar a possibilidade de considerar outros recursos para minimizar os custos dos contratos legados e das decisões políticas impostas ao setor, como por exemplo, a destinação de parcela de recursos decorrentes das privatizações no setor. Não tendo outra solução, recomenda-se postergar a aplicação destes novos encargos num período ainda maior que janeiro de 2018 para início da cobrança. Sugerimos que seja postergado ao menos até O repasse ao encargo do valor da conta-acr é também pouco equilibrado, pois se ao mesmo tempo não onera os demais consumidores cativos, criar uma barreira econômica para o exercício do direito de migrar dos consumidores elegíveis não parece estar livre de contestação, 15

179 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 pois os consumidores que estavam prontos para migração devem alegar que não foram eles que ficaram expostos ao MCP na CCEE, por consequência, também não contrataram os empréstimos no mercado, e sim as distribuidoras sem que houvesse nenhuma possibilidade de negação. Recomenda-se não repassar a conta-acr aos que migram, dado que a mesma tem um horizonte de médio prazo para acabar, e o tema é muito contestável. 9 - Diretrizes para Fixação de Tarifas Como sugestão para a Consulta pública recomenda-se a definição de prazo para avaliação e consideração do sinal locacional para as tarifas de transmissão e distribuição. Adicionalmente recomenda-se o aprimoramento metodológico imediato do sinal locacional nas tarifas do sistema de transmissão visto que a metodologia nodal não captura, por exemplo, o melhor uso da rede pela geração próxima ao centro de consumo. Outro aspecto que deve ser futuramente explorado é o aprimoramento do acoplamento do sinal de preço de curto prazo com as tarifas horárias, a exemplo do que é feito em mercados de energia mais maduros. Num primeiro momento com a adoção das tarifas binômias para todos os consumidores deve ser possível estipular horários de ponta e fora de ponta fidedignos com o uso da rede, e não apenas como o atual com horário fixo para ponta Subsídios às Fontes Incentivadas 16

180 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 É possível imaginar que uma abertura mais acelerada do acesso à energia convencional aos consumidores livres especiais permitiria uma redução mais acelerada dos subsídios das fontes incentivadas. Sendo assim, é recomendável que seja aberto desde já o mercado de energia convencional a todos os consumidores especiais atuais. 11- Racionalização de Descontos na CDE Esta medida é positiva para racionalização da CDE e como contribuição é possível imaginar um cronograma bem acelerado para os novos ajustes. 12- Riscos e Racionalização de Custos dos Contratos Legados Como contribuição para a consulta pública avaliar a participação em leilões de novos empreendimentos no caso de geradoras que rescindiram o CCEAR e irão passar pela modernização/troca de combustíveis mais eficientes. 13- RGR para Transmissão Há uma incerteza quanto aos recursos para pagamento das concessões se a RGR terá caixa para o pagamento das indenizações futuras. Estima-se que a RGR terá um fluxo anual médio de R$1,5 bilhão, o que está longe da cobertura para pagamento das indenizações para as 17

181 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/2017 transmissoras como definido na Lei /13. A Nota Técnica deve deixar claro como será a cobertura da RGR para a indenização das transmissoras, caso contrário provavelmente a judicialização deste tema ainda persistirá. Em adição, existem recursos da RGR que estão comprometidos em financiamentos de diversos projetos. Como sugestão, recomenda-se a substituição de tais financiamentos por empréstimos novos junto ao BNDES, de forma que recursos estejam disponíveis para honrar as indenizações de ativos de transmissão. 14- Descotização e Privatização A proposta é inovadora e cria um novo valor nos ativos que irão para privatização. Além disto, busca encerrar alguns dos efeitos nefastos que a Lei /13 trouxe para o setor como um todo. Recomenda-se uma melhor avaliação do direcionamento do benefício da venda dos ativos à União e até mesmo à CDE visto que a Eletrobrás, empresa com maioria dos ativos a serem privatizados, por exemplo, é uma empresa de capital aberto com acionistas privados. A contribuição da CDE é aceitável, entretanto destinar direto ao Tesouro, que ao final o acionista principal, nos parece pouco prudente, e, além disto, retira uma receita que ficaria no setor. Como contribuição adicional à consulta pública, recomenda-se a avaliação da descotização para usinas que já foram licitadas, como por exemplo, da usina Três Irmãos pertencente à CESP. Outro aspecto relevante é a possibilidade de repensar o tratamento das cotas para as outras usinas que não estão sendo privatizadas. 18

182 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/ Antecipação da Convergência da CDE A antecipação da convergência da CDE poderia ser mais acelerada na medida em que é uma mudança que atinge todos os consumidores no ACR e ACL, mesmo que alguns tenham redução e outros percebam aumento tarifário. 16- Desjudicialização do Risco Hidrológico A proposta necessita de uma implantação urgente dado o passivo que se forma no MCP da CCEE. Deixar claro se o cálculo do GFOM irá contemplar além do despacho por segurança energética o despacho fora da ordem de mérito por razões elétricas. Nesta medida também deveria estar incluída uma alteração no cálculo do risco hidrológico que é feito atualmente nas regras de mercado da CCEE. O cálculo atual do risco hidrológico incorpora fatores exógenos ao que realmente é o risco hidrológico na sua dimensão mais realista. Evidentemente, esta contribuição pode ser prevista no decreto oriundo da promulgação da nova lei. 17- Prorrogação de UHE até 50 MW Como sugestão para a consulta púbica, recomenda-se a divulgação das premissas da metodologia de cálculo da UBP com maior antecedência (pelo menos 1 ano) de forma a facilitar a simulação e tomada de decisão pelo Agente. 19

183 Contribuições referentes à Consulta Pública MME Nº 033/ Parcelamento de Débitos de Ações Pendentes de Resolução Como o parcelamento da CNPE 03 implica na desistência das ações e não na alteração retroativa das regras, reavaliar a possibilidade do MME anular os efeitos das regras referente ao pagamento de encargos de forma a não onerar os agentes geradores por uma regra que reconhecidamente não deveria ter sido implementada. 20

184 RESPONSÁVEL: RAÍZEN ENERGIA

185

186

187

188

189

190 RESPONSÁVEL: ABRADEMP

191 Ceres, 17 de agosto de 2017 CP/ABRADEMP/Nº 002/2017 Ao Ministério de Minas e Energia Ref.: Consulta Pública #33 Nota Técnica nº 5/2017/AEREG/SE A ABRADEMP Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia de Menor Porte entidade de classe com abrangência nacional, integrada pelas concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica Companhia Hidroelétrica São Patrício CHESP, Companhia Campolarguense de Energia COCEL, Departamento Municipal de Energia de Ijuí DEMEI, DME Distribuição S/A DME D, EFLUL - Força e Luz de Urussanga Ltda., ELETROCAR - Centrais Elétricas de Carazinho S/A,, FORCEL - Força e Luz Coronel Vivida Ltda., HIDROPAN - Hidroelétrica Panambí S/A, IGUAÇU ENERGIA - Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda., JOÃO CESA - Empresa Força e Luz João Cesa Ltda., MUX ENERGIA - Muxfeldt Marin e Cia Ltda., Nova Palma Energia Ltda. NOVA PALMA, SANTA MARIA - Luz e Força Santa Maria e SULGIPE - Cia Sul Sergipana de Eletricidade, vem apresentar suas contribuições à Consulta Pública # 33, que tem por objeto proposta de aprimoramento do marco legal do setor elétrico. ABRADEMP 1

192 ABRADEMP CONSULTA PÚBLICA #33 CONTRIBUIÇÕES I - Da descotização da energia elétrica produzida pelas usinas prorrogadas nos termos da Lei nº /2013 A Lei nº / conversão da Medida Provisória nº 579/2012 ( MP 579 ) - estabeleceu a possibilidade das concessões de geração de energia hidrelétrica alcançadas pelo art. 19 da Lei nº 9.074/1995 serem prorrogadas pelo prazo de até 30 anos, com o objetivo de assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária : Art. 1 o A partir de 12 de setembro de 2012, as concessões de geração de energia hidrelétrica alcançadas pelo art. 19 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até 30 (trinta) anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária. Além da finalidade já registrada no texto legal, conforme se extrai da Exposição de Motivos da MP /, a possibilidade de prorrogação das concessões em questão foi prevista face a identificação de que a maioria desses ativos encontra-se fortemente amortizada e depreciada, proporcionando aos consumidores de energia elétrica do País a possibilidade de se beneficiarem, agora, de menores tarifas para a utilização da energia elétrica, insumo básico para o setor produtivo e serviço essencial para a sociedade. 1 EM Interministerial nº 37/MME/MF/AGU, de

193 Referida Exposição de Motivos ainda deixa claro que a possibilidade de prorrogação em questão tem por objetivo viabilizar a redução do custo da energia elétrica para o consumidor brasileiro, buscando, assim, não apenas promover a modicidade tarifária e a garantia de suprimento de energia elétrica, como também tornar o setor produtivo ainda mais competitivo, contribuindo para o aumento do nível de emprego e renda no Brasil, e, nesse contexto, busca a captura da amortização e depreciação dos investimentos realizados nos empreendimentos de geração (...) em benefício da modicidade tarifária 2 /. Ou seja, não há qualquer dúvida de que as prorrogações, na forma que foram estabelecidas, tiveram o claro objetivo de capturar para o consumidor brasileiro o benefício decorrente da amortização dos ativos de geração de concessões antigas, de forma a possibilitar a redução da tarifa por ele paga, atendendo, com isso, o princípio da modicidade tarifária que, cumpre destacar, norteia a prestação do serviço público, razão pela qual é estabelecido em lei - Lei 8.987/ e, no caso das distribuidoras de energia 2 1. Submetemos à elevada consideração de Vossa Excelência proposta de edição de Medida Provisória que altera dispositivos da legislação vigente com o objetivo de viabilizar a redução do custo da energia elétrica para o consumidor brasileiro, buscando, assim, não apenas promover a modicidade tarifária e a garantia de suprimento de energia elétrica, como também tornar o setor produtivo ainda mais competitivo, contribuindo para o aumento do nível de emprego e renda no Brasil. 2. A proposta em tela dispõe sobre os contratos de concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, outorgadas anteriormente à Lei nº 8.987, de 1995, e estabelece o regime de comercialização da energia gerada por usinas hidrelétricas, em complemento ao Novo Modelo do Setor Elétrico instituído pela Lei nº , de O tratamento dessas concessões busca a captura da amortização e depreciação dos investimentos realizados nos empreendimentos de geração e nas instalações de transmissão e de distribuição de energia elétrica, alcançados pelos artigos 19 e 22 e pelo 5º do art. 17 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, em benefício da modicidade tarifária, e visa garantir a segurança energética, pilares do modelo atual. 4. Estudos e avaliações sobre os ativos dessas concessões demonstraram que a maioria desses ativos encontra-se fortemente amortizada e depreciada, proporcionando aos consumidores de energia elétrica do País a possibilidade de se beneficiarem, agora, de menores tarifas para a utilização da energia elétrica, insumo básico para o setor produtivo e serviço essencial para a sociedade. 3

194 elétrica, repetido no âmbito regulatório - Resolução Normativa nº 414/2010 ( RN 414/2010 ): Lei 8.987/1995: Art. 6 o Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta Lei, nas normas pertinentes e no respectivo contrato. 1 o Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas. RN 414/2010 Art A distribuidora é responsável, além das obrigações que precedem o início do fornecimento, pela prestação de serviço adequado a todos os seus consumidores, assim como pelas informações necessárias à defesa de interesses individuais, coletivos ou difusos. 1º Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas. É nesse contexto e com esse escopo que a Lei /2013 estabeleceu o sistema de cotas por meio do qual buscou-se garantir que tal energia mais barata na medida em que produzida por usinas antigas e amortizadas - fosse usufruída por todos os consumidores cativos brasileiros: 1 o A prorrogação de que trata este artigo dependerá da aceitação expressa das seguintes condições pelas concessionárias: I - remuneração por tarifa calculada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL para cada usina hidrelétrica; II - alocação de cotas de garantia física de energia e de potência da usina hidrelétrica às concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado 4

195 Nacional - SIN, a ser definida pela Aneel, conforme regulamento do poder concedente; (...) 2 o A distribuição das cotas de que trata o inciso II do 1 o e respectiva remuneração obedecerão a critérios previstos em regulamento, devendo buscar o equilíbrio na redução das tarifas das concessionárias e permissionárias de distribuição do SIN. 3 o As cotas de que trata o inciso II do 1 o serão revisadas periodicamente e a respectiva alocação às concessionárias e permissionárias de distribuição será formalizada mediante a celebração de contratos, conforme regulamento do poder concedente. 4 o Os contratos de concessão e de cotas definirão as responsabilidades das partes e a alocação dos riscos decorrentes de sua atividade. Em que pese todo esse contexto, a Consulta Pública objeto da presente contribuição apresenta uma proposta de descotização, afirmando que a redução de energias compulsórias como as cotas de garantia física e potência tem conexão muito grande com o aumento da liquidez de mercado e flexibilidade do portfólio das distribuidoras em resposta à ampliação do mercado livre e ainda que o tema interage com a alocação de custos e das rendas dos ativos do setor elétrico concedidos pela União. Conforme se extrai da Nota Técnica nº 5/2017/ERAEG/SE ( NT ), a proposta de alteração da Lei nº 9.074/95, ao prever um regime para promoção de privatizações de concessões, estabelece expressamente sua aplicabilidade às concessões já prorrogadas e titulares de energia elétrica comercializada no regime de cotas: Art. 28, 7º O disposto nesse art. se aplica inclusive às usinas hidrelétricas prorrogadas ou licitadas nos termos da Lei nº , de 11 de janeiro de

196 Ao detalhar a proposta em destaque, a NT afirma que as cotas seriam retiradas da distribuidora e substituídas por uma nova compra de energia através de mecanismos existentes. Nesse contexto, a própria energia descotizada, agora comercializada pelo PIE, poderia refluir para o portfólio das distribuidoras, em ambos os casos, o preço e características dos contratos desta energia seriam de mercado : O 7º estabelece a validade do regime de privatização também para as usinas cuja energia é atualmente comercializada pelo regime de cotas de garantia física e de potência. Nesse caso, estas cotas - uma energia compulsória alocada pelo custo e com risco hidrológico no consumidor - seriam retiradas da distribuidora e substituídas por uma nova compra de energia através de mecanismos existentes. A própria energia descotizada, agora comercializada pelo PIE, poderia refluir para o portfólio das distribuidoras. Em ambos os casos, o preço e características dos contratos desta energia seriam de mercado. Por exemplo, esta energia pode retornar às distribuidoras via contratos a preços fixos, sem a transferência do risco hidrológico. O mecanismo é de suma importância para atrair interessados nesse conjunto de ativos. Ainda, conforme a NT, tal alteração busca o aumento da liquidez de mercado e flexibilidade do portfólio das distribuidoras, sendo, no que respeita as usinas em processo de privatização, um mecanismo identificado como de suma importância para atrair interessados nesse conjunto de ativos. Contudo, a própria NT registra que esse movimento teria implicações tarifárias para os consumidores regulados, prevendo que se todas as cotas fossem descontratadas de uma única vez, sendo substituídas por contratos com preço de R$ 200/MWh, o impacto nas tarifas dos consumidores regulados seria de no máximo 7% : Por um lado, esse movimento teria implicações tarifárias para os consumidores regulados. Por outro lado, alocaria melhor o risco da 6

197 geração e distribuiria parte da renda hidráulica a todos os consumidores via CDE, além de representar aumento da flexibilidade do portfólio preços mais realistas. Não obstante, mesmo que todo o volume de cotas das usinas prorrogadas, que são mais baratas, fosse descontratado de uma única vez e substituído por contratos com preço de R$ 200/ MWh, o impacto nas tarifas dos consumidores regulados seria de no máximo 7%, considerando-se os níveis atuais de receita das distribuidoras e excluindo-se desse efeito o benefício decorrente da menor exposição ao risco hidrológico e da redução do encargo de CDE. No ponto, cumpre destacar que um aumento de 7% nas tarifas das concessionárias de distribuição é bastante significativo, trazendo um forte impacto não só para os consumidores - pelo aumento de custos em si mas também para as próprias distribuidoras em razão dos seus efeitos indesejados (aumento de perdas e de inadimplência). Nesse sentido, cabe destacar que as associadas da ABRADEMP não têm medido esforços para reduzir as suas tarifas de energia, atuando fortemente, nos limites de seu poder de gestão, para redução dos custos que mais contribuem para a elevação do valor pago por seus consumidores, dentre eles a compra da energia fornecida. Importa ressaltar que isso só é possível em virtude da flexibilização dos mecanismos de compra de energia assegurados às concessionárias com mercado inferior a 500GWh/ano pelo art. 16 do Decreto nº 5.163/2004, que permite a elas adquirir o insumo (i) por meio de leilões de compra realizados no Ambiente de Contratação Regulada ACR; (ii) de geradores distribuídos; (iii) de agentes supridores; e (iv) mediante processo de licitação pública promovido pelas próprias concessionárias. Art. 16. Os agentes de distribuição que tenham mercado próprio inferior a 500 GWh/ano poderão adquirir energia elétrica: I - por meio dos leilões de compra realizados no ACR; 7

198 II - de geradores distribuídos, na forma dos arts. 14 e 15; III - com tarifa regulada do seu atual agente supridor; ou IV - mediante processo de licitação pública por eles promovido. 1º Os agentes de distribuição de que trata o caput, quando adquirirem energia na forma do inciso III, deverão informar o montante de energia a ser contratado em até quinze dias antes da data em que o seu atual agente supridor esteja obrigado a declarar a sua necessidade de compra para o leilão de energia proveniente de empreendimentos existentes com entrega de energia elétrica prevista para o ano subseqüente. 2º Os agentes de distribuição de que trata o caput e que tenham contratos de suprimento celebrados sem cláusula de tempo determinado só poderão adquirir energia elétrica nas formas referidas nos incisos I, II e IV do caput a partir do ano subseqüente ao da comunicação formal ao seu agente supridor. 3º A comunicação formal de que trata o 2º deverá ser realizada no mesmo prazo estabelecido no 1º e poderá abranger a totalidade ou parcela do mercado do agente de distribuição, desde que garantido seu pleno atendimento por meio de contratos. 4º Os agentes de distribuição que optarem pela contratação de que tratam os incisos I, II ou IV do caput serão agentes da CCEE e deverão formalizar junto ao seu supridor, com antecedência mínima de cinco anos, a decisão de retornar à condição de agente atendido mediante tarifa e condições reguladas. 5º O prazo de que trata o 4º poderá ser reduzido a critério do agente supridor. Isso, aliás, demonstra a importância de que se revestem tais mecanismos de aquisição de energia, imprescindíveis à contratação de energia pelas concessionárias de menor porte em condições mais favoráveis, e valores mais reduzidos, restando imperativo que, independentemente das alterações que de fato venham a ser promovidas dentre as diversas propostas que foram apresentadas no âmbito da Consulta Pública #33, sejam mantidas e resguardadas tais opções de contratação. Fazendo uso de um desses mecanismos, quatro das associadas da ABRADEMP realizaram em junho/2016, leilão público de compra de energia que 8

199 promoveu substancial diminuição no preço de aquisição da energia resultando em uma redução média da ordem de 14% das tarifas dessas concessionárias, em benefício de seus consumidores. Tal redução, por óbvio, levou em conta que parte da energia contratada para atendimento dos mercados dessas empresas advém de cotas de garantia física das usinas prorrogadas no regime da Lei nº /2013, de forma que a descotização ora proposta na Consulta Pública # 33 vem na contramão das medidas tomadas em prol da modicidade tarifária, neutralizando parte considerável do esforço empreendido pelas concessionárias de distribuição para redução de suas tarifas de energia. O sistema de cotas foi criado como um mecanismo para repassar para todos os consumidores do mercado cativo a captura do ganho com a energia mais barata das usinas amortizadas, com vistas a redução das tarifas de energia elétrica. Por sua vez, a presente proposta de descotização - fundada no suposto benefício que as distribuidoras teriam com a flexibilização do seus portfólios - resultará na retirada do portfólio das distribuidoras de uma energia que é reconhecidamente mais barata em comparação àquela que a substituirá - advinda do mercado livre -, evidenciando ser tal proposta prejudicial aos interesses das distribuidoras e, principalmente, de seus consumidores, que terão suas tarifas substancialmente impactadas, vindo de encontro, portanto, à modicidade tarifária. Vale destacar ainda que um dos pilares para a sustentabilidade das medidas de aprimoramento do arcabouço normativo do mercado de energia, objeto da Consulta Pública # 33, é o respeito ao princípio da segurança jurídica que, em casos como o presente, se concretiza na necessidade de respeito aos contratos vigentes, razão pela qual na própria NT afirma-se ao discorrer sobre a visão de futuro para o setor elétrico brasileiro que entende-se como fundamental que as mudanças respeitem a segurança jurídica dos contratos vigentes, restando necessário o 9

200 oferecimento de alternativas de livre adesão aos agentes na nova configuração do mercado : 3.8. Em resposta aos desafios identificados anteriormente, pode-se apontar os seguintes elementos básicos desta visão de futuro, que indicam onde queremos chegar: (...) Respeito aos contratos vigentes e observância dos requisitos formais e dos papeis de cada instituição: É fundamental que as mudanças respeitem a segurança jurídica dos contratos vigentes, conferindo adequada transição para as relações já pactuadas no período de transição e oferecendo alternativas de livre adesão aos agentes na nova configuração do mercado. Isso reduz riscos de questionamentos judiciais e demonstra o compromisso com a estabilidade das regras. A necessidade de garantia da segurança jurídica também foi destaque no relatório Princípios para Reorganização do Setor Elétrico, objeto da Consulta Pública # 32, instaurada justamente para a apresentação de contribuições sobre tais princípios: 3.3. Credibilidade É essencial que se garanta a credibilidade do arcabouço normativo. Os princípios anteriores contribuem para isto, ao dotar o processo normativo de legitimidade. No entanto, assegurar a credibilidade requer também a atenção à garantia da segurança jurídica e à santidade dos contratos. Direitos e obrigações contratuais devem ser protegidos. Assim, a descontratação compulsória das cotas das usinas prorrogadas alocadas às concessionárias de distribuição, tal como proposto na Consulta Pública # 33, além de vir de encontro à modicidade tarifária, importará também em violação a um dos pressupostos fundamentais das medidas de aprimoramento do setor apresentados pelo MME - a segurança jurídica -, pondo 10

201 em risco um dos principais objetivos almejados, qual seja, proporcionar um ambiente de confiança para o desenvolvimento do setor. II - Reserva Global de Reversão para Transmissão Propõe-se também na Consulta Pública # 33 a utilização dos recursos da Reserva Global de Reversão - RGR para pagamento do componente tarifário dos ativos do sistema de transmissão não amortizados e não indenizados na prorrogação das concessões ocorrida de Tal proposta, na medida em que tem por escopo resultar em uma redução da tarifa que ao final é paga pelos consumidores, mostra-se bem direcionada, tendo, nessa dimensão, o apoio da ABRADEMP. Contudo, a formatação proposta configura-se como incompleta e insuficiente para que de fato tenha o condão de amenizar e contrapor, por exemplo, o impacto negativo que a descotização certamente causaria nas tarifas das distribuidoras, conforme acima demonstrado. Isso porque, em primeiro lugar, não está claro se de fato há recursos na conta suficientes para que tal finalidade seja concretizada, mesmo considerando os valores a receber 3 /, restando imperativo, inclusive em respetivo ao princípio da transparência, que tais valores sejam apresentados para o setor. Em segundo lugar, a proposta ora analisada condiciona a utilização dos valores vinculados a essa conta à não judicialização desse componente, ou 3 De acordo com o documento Perguntas Frequentes Realizadas sobre a Consulta Pública # 33, a RGR tem um fluxo de pagamento decorrente de concessões antigas que mantiveram essa obrigação e de devolução à conta de recursos emprestados ao setor, o que implica um fluxo positivo que poderá ser utilizado. Em nenhuma hipótese o encargo será aumentado. 11

202 seja, à desistência, por todos aqueles que hoje possuem ações questionando esse componente, de suas respectivas demandas judiciais, o que, em razão da dificuldade de alinhamento de interesses entre os diferentes atores envolvidos torna remota as chances de sua concretização: " O objetivo é destinar recursos da Reserva Global de Reversão - RGR para pagamento do componente tarifário dos ativos do sistema de transmissão não amortizados e não indenizados na prorrogação das concessões ocorrida de Todavia, o componente não pode estar judicializado para que o mecanismo possa ser operacionalizado. (...) A proposta exige alteração da Lei nº 5.655, de 20 de maio de 1971: (...) 4º-A A RGR poderá, a critério do poder concedente, destinar recursos para pagar o componente tarifário das tarifas de uso do sistema de transmissão correspondente aos ativos previstos no art. 15, 2º, da Lei nº , de 11 de janeiro de º-B A destinação de recursos nos termos do 4º-A será condicionada à inexistência de ações judiciais questionando os valores do respectivo componente tarifário. No ponto, tem-se que não há hoje qualquer barreira legal ou regulatória para que tal verba seja, de imediato, utilizada para essa finalidade na medida em que a RGR, conforme artigo 15, 4º da Lei /2013, pode ser utilizada para indenização de bens reversíveis, ainda não amortizados: Art. 15, 4 o A critério do poder concedente e para fins de licitação ou prorrogação, a Reserva Global de Reversão - RGR poderá ser utilizada para indenização, total ou parcial, das parcelas de investimentos vinculados a bens reversíveis ainda não amortizados ou não depreciados. Em terceiro lugar, a proposta ora analisada ainda estabelece que, mesmo sendo atendida a difícil condicionante imposta inexistência de ações judiciais questionando os valores do respectivo componente tarifário o poder 12

203 concedente poderá, a seu critério promover tal utilização, ou seja, não há qualquer garantia que a mesma de fato se concretizará, o que, inclusive, acaba tornando ainda menos provável o atendimento da condicionante imposta. Isso posto, resta evidenciado a importância da utilização da RGR para pagamento dos ativos de transmissão não indenizados e não amortizados na medida em que atenderia o já destacado princípio da modicidade tarifária. Contudo, para tanto, é imprescindível não só (i) que seja dada publicidade ao saldo da mesma, como também que seja (ii) revisada a atual formatação da proposta para que a mesma deixe se ser condicionada à inexistência de ações judiciais questionando os valores do respectivo componente tarifário, e ainda (iii) que seja estabelecida uma redação legal que defina tal utilização como certa e não apenas possível. III - Da necessidade de estabelecimento de tarifa binômia para consumidores que realizarem Microgeração ou Minigeração Distribuída Ao tratar das DIRETRIZES E COMPROMISSOS PARA FIXAÇÃO DE TARIFAS, a NT sugere alterar a Lei nº 9.427/1996 para que seja determinada a cobrança segregada da tarifa de consumo de energia elétrica ativa da tarifa pelo uso da rede de distribuição e transmissão e do componente encargos setoriais, estabelecendo, ainda, que a tarifa pelo uso da rede de distribuição e transmissão não poderá ser cobrada em Reais por unidade de energia elétrica consumida. Art. 15-A As modalidades tarifárias de fornecimento de energia elétrica aplicadas às unidades consumidoras, independente da tensão de fornecimento em que essas unidades são atendidas: I devem contemplar a cobrança segregada da tarifa de consumo de energia elétrica ativa, da tarifa pelo uso da rede de distribuição e transmissão e do componente encargos setoriais; e 13

204 II podem prever tarifas diferenciadas por horário. 1º A tarifa pelo uso da rede de distribuição e transmissão não poderá ser cobrada em Reais por unidade de energia elétrica consumida, vedação não extensiva aos componentes perdas e encargos setoriais. 2º A implantação da segregação e da cobrança de que trata este art. deverá ocorrer até 31 de dezembro de Tais alterações são descritas pela NT como atuantes no aspecto informacional e de transparência na formação das tarifas, sendo destacado que o estabelecimento da tarifa binômia se dá apenas como diretriz para que o uso do sistema não seja cobrado por unidade de energia, tendo sido deixada para regulação seu detalhamento. Conforme se extrai da NT, tal alteração funda-se no entendimento que a cobrança volumétrica do serviço de distribuição dificulta a inserção sustentável de medidas de eficiência energética ou micro e mini geração distribuída, pois cada economia no consumo de energia representa, num primeiro momento, perda de receita da distribuidora para remunerar a infraestrutura de rede, em um segundo momento, se transforma em transferência do custo evitado aos demais consumidores. Com isso, a tarifa monômia hoje aplicável aos consumidores de baixa tensão acaba por resultar em um indevido incentivo para que o consumidor invista individualmente em um montante de geração distribuída além do ótimo sistêmico. Nesse contexto a proposta visa alinhar os incentivos dos consumidores interessados na micro e na minigeração aos incentivos das distribuidoras em disponibilizarem uma estrutura de rede adequada para essas opções disponíveis aos consumidores : Tais alterações são bem vistas pelas associadas da ABRADEMP na medida em que trazem maior transparência, controle e realismo para as 14

205 tarifas cobradas e o serviço prestado, corrigindo o sinal regulatório hoje dado aos consumidores interessados em micro ou minigeração distribuída que, atualmente, apenas com a injeção de energia na rede, reduzam o valor das contas pagas à concessionária calculadas pela tarifa monômia - deixando, com isso, de remunerar adequadamente a infraestrutura de distribuição que é a disponibilizada. Portanto, não há dúvidas de que a presente proposta de adoção de uma tarifa binômia representa um elogiável avanço na formatação da fixação das tarifas, em especial por contribuir para acabar com as identificadas distorções hoje existente em determinados casos na relação entre tarifa e serviço prestado. Ocorre, no entanto, que a implantação dessa segregação e da cobrança, nos termos da redação proposta para o parágrafo segundo do art. 15-A, aplicável a todos os consumidores, está hoje prevista para ocorrer até 31 de dezembro de Contudo, o identificado e reconhecido problema no sinal regulatório dado aos consumidores interessados em instalar micro ou minigeração distribuída não só já existe como já está resultando nos destacados prejuízos que, por óbvio, são ainda mais sentidos pelas distribuidoras de pequeno porte. Com isso, a ABRADEMP propõe que a tarifa binômia proposta pela presente Consulta Pública tenha a sua aplicação determinada para ser imediata para os consumidores que tenham micro ou minigeração distribuída. Vale destacar que proposta ora apresentada pela ABRADEMP traz ainda a vantagem de fazer com que a substituição dos medidores hoje utilizados por equipamento capazes de realizar tal medição binômia possa se dar de forma escalonada no tempo, não pressionando, com isso, a indústria de medidores a 15

206 ponto de gerar algum travamento na sua capacidade de entrega, o que acabaria, inclusive, por resultar em uma indesejada influência no preço desse aparelho. IV - Da necessidade de afastamento da obrigação de investimento em Pesquisa e Desenvolvimento por parte de distribuidoras de pequeno porte Considerando que a presente Consulta Pública traz dentre os temas de suas propostas sugestões ligadas à redução de custos, a exemplo dos itens que tratam da POSSIBILIDADE DE REDUÇÃO DE CUSTOS DE TRANSAÇÃO NA TRANSMISSÃO e POSSIBILIDADE DE REDUÇÃO DE CUSTOS DE TRANSAÇÃO NA GERAÇÃO, mostra-se pertinente que se inclua na presente proposta de aprimoramento do marco legal do setor elétrico algumas alterações referentes a obrigação de investimento em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico ( P&D ), estabelecida pela Lei nº 9.991/2000: Art. 1 o As concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, setenta e cinco centésimos por cento de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no mínimo, vinte e cinco centésimos por cento em programas de eficiência energética no uso final, observado o seguinte (...) No ponto tem-se que o parágrafo 2º do destacado artigo 1º, excepcionou dessa obrigação as cooperativas permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica cuja energia vendida anualmente seja inferior a 500 GWh: 16

207 2º O disposto neste artigo não se aplica às cooperativas permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica cuja energia vendida anualmente seja inferior a 500 GWh (quinhentos gigawatts-hora). Essa devida exclusão se deu, especialmente, em razão do fato de que os valores destinados para esses programas pelas cooperativas, justamente em razão do tamanho dos seus mercados, não são significativos, o que acaba por inviabilizar a contratação de pesquisas e programas que possam de fato ter alguma relevância ou contribuição real para o seu mercado ou consumidores. Exatamente em razão de as distribuidoras de pequeno porte compartilharem dessa mesma condição que levou a lei a excepcionar as cooperativas com mercado inferior a 500 GWh da obrigação de realizar as destacadas aplicações nos dois programas é que se faz imperativo que tal tratamento seja a elas estendido, afastando dessas concessionárias, ao menos, a obrigação de investimento em programas de P&D. Cumpre registrar, ademais, que a inclusão das distribuidoras de pequeno porte no rol de agentes afastados dessa obrigação também se mostra devida em razão da absoluta saturação desse mercado de P&D decorrente não só das limitações orçamentárias desse programa como ainda das limitações impostas pelas características desses mercados de menor porte, restando, com isso, absolutamente apropriada e razoável a extensão ora pleiteada que irá permitir o investimento desses valores no serviço de fato prestado aos seus consumidores. Por fim, na remota hipótese do presente pleito de extensão não ser acatado, requer-se, subsidiariamente, que seja expressamente permitido, 17

208 justamente em razão da saturação acima identificada, que os investimentos em P&D possam ser realizados nas seguintes atividades: (i) formação acadêmica de profissionais das concessionárias de distribuição por meio do financiamento de cursos de mestrado, doutorado e pós-doutorado em áreas relacionadas aos serviços por eles prestados; (ii) substituição de transformadores hoje utilizados por outros mais modernos e muito mais eficientes, considerando que sem essa verba os mesmos, em razão dos elevados preços, somente serão trocados quando se aproximarem do fim de suas vidas úteis. Ou seja, a verba estaria resultando diretamente na prestação de um serviço mais eficiente e por meio de uma tecnologia mais desenvolvida; (iii) compra de veículos elétricos para compor a frota de serviço das concessionárias de distribuição considerando o atual custo elevado desses veículos e contribuição que tal aquisição poderá representar para o incentivo para a produção e adoção dessa modalidade de veículo, além da utilidade que tal frota terá para demonstrar a funcionalidade e benefícios dessa tecnologia. V - Conta de Desenvolvimento Energético CDE Compensação da reduzida densidade de carga Adequação do texto legal Em acréscimo ao acima exposto, uma questão que se mostra indispensável para a manutenção da saúde financeira das associadas da ABRADEMP e ainda a sustentabilidade de longo prazo dessas concessões refere-se as alterações promovidas na Conta de Desenvolvimento Energético CDE Lei /2002, pela Lei /2016, quais sejam, a 18

209 nova redação do inciso VII do artigo 13, e a inclusão do inciso XIII e parágrafo 14 no mesmo artigo: Art. 13. Fica criada a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE visando ao desenvolvimento energético dos Estados, além dos seguintes objetivos: VII - prover recursos para compensar descontos aplicados nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e distribuição e nas tarifas de energia elétrica, conforme regulamentação do Poder Executivo; XIII - prover recursos para compensar o impacto tarifário da reduzida densidade de carga do mercado de cooperativas de eletrificação rural, concessionárias ou permissionárias, em relação à principal concessionária de distribuição supridora, na forma definida pela Aneel. 14. Na aplicação dos recursos de que tratam os incisos VII e XIII do caput, as concessionárias de serviço público de distribuição cujos mercados próprios sejam inferiores a 500 GWh/ano e que sejam cooperativas de eletrificação rural terão o mesmo tratamento conferido às cooperativas de eletrificação rural enquadradas como permissionárias de distribuição de energia elétrica. Conforme se extrai dos dispositivos legais em destaque, a CDE hoje, dentre outras, tem a finalidade de prover recursos para (i) compensar descontos aplicados nas TUSDs, TUSTs e TEs; e (ii) compensar o impacto tarifário da reduzida densidade de carga. No que se refere a segunda finalidade acima destacada - compensar o impacto tarifário da reduzida densidade de carga -, verifica-se que o inciso XIII determina ser o mesmo aplicável às cooperativas de eletrificação rural, concessionárias ou permissionárias, e em relação à principal concessionária de distribuição supridora Por sua vez, o parágrafo 14 determina que na aplicação dos recursos objeto dos destacados incisos VII e XIII, as concessionárias de serviço público 19

210 de distribuição cujos mercados próprios sejam inferiores a 500 GWh/ano e que sejam cooperativas de eletrificação rural terão o mesmo tratamento conferido às cooperativas de eletrificação rural enquadradas como permissionárias de distribuição de energia elétrica. A interpretação correta desses dispositivos vai no sentido de que tais subvenções realizadas via CDE abarcam tanto as cooperativas de eletrificação rural como as concessionárias de distribuição cujos mercados próprios sejam inferiores a 500 GWh/ano, estando, o parágrafo 14, nesse contexto, apenas explicitando que as permissionárias e concessionárias que forem cooperativas terão entre si o mesmo tratamento. Eventual interpretação restritiva de que a subvenção prevista para compensar o impacto tarifário da reduzida densidade de carga seria aplicável apenas a cooperativas de eletrificação rural seria não isonômica na medida em que prejudicaria, sem qualquer justificativa, os consumidores das concessionárias de distribuição de pequeno porte que se encontrem nas mesmas condições dos consumidores das cooperativas que justificam a existência do subsídio - reduzida densidade de carga. Isso posto, para evitar qualquer injustificado prejuízo aos consumidores das associadas da ABRADEMP, as quais, tal qual as cooperativas, possuem a característica de reduzida densidade de carga, resta imperativo que a presente proposta de aprimoramento do marco legal do setor elétrico também contemple a seguinte alteração legislativa: Art. 13 (...) XIII - prover recursos para compensar o impacto tarifário da reduzida densidade de carga do mercado de cooperativas de eletrificação rural e de concessionárias ou permissionárias de serviço público de 20

211 distribuição, em relação à principal concessionária de distribuição supridora, na forma definida pela Aneel. 14. Na aplicação dos recursos de que tratam os incisos VII e XIII do caput, as concessionárias de serviço público de distribuição cujos mercados próprios sejam inferiores a 500 GWh/ano terão o mesmo tratamento que das cooperativas de eletrificação rural, independentemente dessas serem enquadradas como concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica. Face as alterações acima sugeridas, restará igualmente necessário que o mesmo conceito seja refletido nas disposições sobre esse tema constantes da Lei nº 9.427/2016, que também foram alteradas pela Lei /2016: Art. 3º... XI - estabelecer tarifas para o suprimento de energia elétrica realizado às concessionárias e às permissionárias de distribuição, inclusive às cooperativas de eletrificação rural enquadradas como permissionárias, cujos mercados próprios sejam inferiores a 700 GWh/ano, e tarifas de fornecimento às cooperativas autorizadas, considerando parâmetros técnicos, econômicos, operacionais e a estrutura dos mercados atendidos; (...) 2º No exercício da competência prevista no inciso XI, a Aneel deverá definir o valor da subvenção prevista no inciso XIII do art. 13 da Lei no , de 26 de abril de 2002, a ser recebida por cooperativas de eletrificação rural e por concessionárias ou permissionárias de serviço público de distribuição, para compensar a reduzida densidade de carga de seu mercado, quando for o caso. 3º A subvenção a que se refere o 4º será calculada pela Aneel a cada revisão tarifária ordinária da principal concessionária de distribuição supridora da cooperativa de eletrificação rural e da concessionária ou permissionária de serviço público de distribuição, devendo o valor encontrado ser atualizado pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), e publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), ou outro que o substituir, nos processos subsequentes de reajuste tarifário. 21

212 4º A subvenção será igual ao valor adicional de receita requerida que precisaria ser concedido à principal concessionária de distribuição supridora caso os ativos, o mercado e os consumidores da cooperativa de eletrificação rural e da concessionária ou permissionária de serviço público de distribuição, fizessem parte de sua concessão. 5º O disposto neste artigo aplica-se a partir do processo tarifário da cooperativa de eletrificação rural e da concessionária ou permissionária de serviço público de distribuição, que suceder a revisão tarifária ordinária da principal concessionária supridora, mesmo que essa tenha ocorrido nos anos de 2015 ou 2016, sempre com efeitos prospectivos, nos termos da regulação da Aneel. 6º A partir da definição da subvenção de que trata o 4º, os descontos concedidos às cooperativas de eletrificação rural e às concessionárias ou permissionárias de serviço público de distribuição, nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão e nas tarifas de energia serão reduzidos até a sua extinção, sendo a redução pelo processo tarifário de que trata o 5º limitada pelo efeito médio final do processo tarifário, máximo de 20% (vinte por cento). 7º No exercício da competência prevista no inciso XI, a Aneel deverá, para efeito de definição da subvenção de que trata o 4º e dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão e nas tarifas de energia, considerar o mercado limitado a 500 GWh/ano para as cooperativas de eletrificação rural cujos mercados próprios sejam superiores a 500 GWh/ano. 22

213 CP/ABRADEMP/N.º003/2017 Ao MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME Consulta Pública MME nº 33/2017 Instituição: Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica de Menor Porte - ABRADEMP Referência: Contribuição da ABRADEMP à Consulta Pública MME nº 33/2017 Prezados Senhores, 1. Como sabido, entre as alterações normativas submetidas à Consulta Pública MME nº 33/2017, figura a proposta de centralização dos contratos regulados de energia elétrica. Mais do que apenas reduzir custos de transação, tal proposta pretende corrigir inúmeras distorções decorrentes da disciplina atual da contratação regulada, com vistas a mitigar riscos de preço e de migração de consumidores, bem como a promover a redução de assimetrias do custo da energia e o compartilhamento dos efeitos de gestão dos legados ou de redução de energias compulsórias. 2. Entre as distorções verificadas no modelo atual, destaca-se aquela associada a ausência de FERRAMENTAS ATIVAS DE GESTÃO DO RISCO DE PREÇOS DA CONTRATAÇÃO regulada. Tal disfunção já foi diagnosticada pela própria NOTA TÉCNICA Nº 5/2017/AEREG/SE, submetida à Consulta Pública MME nº 33/2017. Com efeito, lê-se no item 3.64 da referida Nota Técnica: A CONTRATAÇÃO DA ENERGIA REGULADA NÃO POSSUI FERRAMENTAS ATIVAS DE GESTÃO DO RISCO DE PREÇOS DA CONTRATAÇÃO, de modo que os portfólios atuais possuem características e assimetrias COMPLETAMENTE INDEPENDENTES DA EFICIÊNCIA DAS EMPRESAS. Isso distorce a potência dos incentivos que as empresas possuem para combate às perdas e inadimplência, por exemplo, ALÉM DE GERAREM DIFERENÇAS DE PREÇO DE ENERGIA NÃO GERENCIÁVEIS, afetando inclusive os incentivos à migração para o mercado livre, o que tende a acentuar problemas de sobrecontratação nas empresas com tarifas de energia mais caras, num movimento pró-cíclico e insustentável que se comunica inclusive com a alocação correta de custos, a ser tratada adiante. Mesmo que a sobrecontratação involuntária decorrente da migração de consumidores seja tratada como um custo sistêmico a ser pago por todos os consumidores, O DESBALANCEAMENTO NO PREÇO DOS PORTFÓLIOS FARÁ COM QUE TODAS AS EMPRESAS COM CUSTOS ELEVADOS TENHAM MÁXIMA MIGRAÇÃO E TODAS COM CUSTO CIRCUNSTANCIALMENTE MAIS BAIXOS TENHAM MÍNIMA MIGRAÇÃO. Isso faria com que a sobrecontratação involuntária a ser aliviada sempre fosse ao preço mais caro, o que certamente reduziria a possibilidade desse custo ser neutro ou inexistente. 23

214 A centralização adequa o poder de incentivos às empresas e mitiga esses desequilíbrios.. 3. Por igual, o item 3.65 da mesma Nota Técnica explicita a maior eficiência da centralização proposta, verbis: A CENTRALIZAÇÃO PERMITE, PORTANTO, UMA ADMINISTRAÇÃO MAIS EFICIENTE DOS CONTRATOS LEGADOS, sendo elemento importante para lidar com a ampliação do mercado livre, pois permite compensações mais instantâneas de posições contratuais das quantidades demandadas pelas distribuidoras e distribui melhor os efeitos de eventuais reduções das energias compulsórias ou da aplicação de mecanismos de alívio de sobrecontratação. TAMBÉM É MEDIDA ALINHADA COM A REDUÇÃO DA RESPONSABILIDADE DAS DISTRIBUIDORAS NA FUNÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO, POR MEIO DE MENOR EXPOSIÇÃO INDIVIDUAL AO RISCO NÃO GERENCIÁVEL DE PREÇO, além da tendência de redução da participação da energia na receita total das distribuidoras, como efeito da ampliação do mercado livre, da redução de energias compulsórias e da neutralização de efeitos da migração por meio dos mecanismos de alívio.. 4. Assim, afigura-se fundamental que tal centralização responda, entre outros problemas, ao risco de que a concentração de contratações em termoelétricas por disponibilidade resulte em preços elevados e grande volatilidade, onerando extraordinariamente pequenas distribuidoras, a exemplo dos resultados gravosos do 20º Leilão de Energia Nova sobre a HIDROPAN. 5. Nessa medida, propõe-se, como um dos critérios de regência da centralização dos contratos regulados, a mitigação do impacto tarifário verificado sobre os consumidores de cada concessionária distribuidora de modo a corrigir disfunções que o modelo de contratação regulada impõe a pequenas concessionárias distribuidoras, o que poderá consistir, inclusive, na transferência, à pessoa jurídica destinada a atuar como centralizadora de contratos, daqueles contratos que impliquem preços superiores ao custo médio de compra do conjunto das distribuidoras. 6. Propõe-se, destarte, o acréscimo do seguinte inciso IV na redação proposta para o 2º-D proposto (na Nota Técnica acima referida) para o art. 2º da Lei nº /2014, verbis: 2º-D Poderá ser transferida à centralizadora a representação das concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição no pagamento da energia elétrica proveniente: I das cotas de garantia física de energia e de potência, adquirida junto à usina hidrelétrica prorrogada ou licitada nos termos da Lei nº , de 11 de janeiro de 2013; 24

215 II dos empreendimentos de que trata o art. 11 da Lei nº , de 9 de dezembro de 2009; III de Itaipu, adquirida na forma da Lei nº de 5 de julho de 1973, exceto no caso de comercialização nos termos do art. 14-A; IV DE CONTRATOS REGULADOS CELEBRADOS POR CONCESSIONÁRIAS COM MERCADO IGUAL OU INFERIOR A 500 GWH/ANO QUE POSSAM IMPLICAR PREÇOS SUPERIORES A 20% (VINTE POR CENTO) DO CUSTO MÉDIO NACIONAL DE COMPRA DE ENERGIA ESTIMADO PARA TODO O CONJUNTO DO MERCADO REGULADO. 25

216 RESPONSÁVEL: ABRAFE

217 Brasília, 11 de agosto de 2017 Excelentíssimo Ministro FERNANDO COELHO FILHO Ministro de Estado do Ministério de Minas e Energia Esplanada dos Ministérios, Bloco "U", 8º andar Brasília - DF Assunto: Contribuição para a Consulta Pública do MME nº 33/17 Nota Técnica 05/2017/AEREG/SE Proposta de Aprimoramento do Marco Legal do Setor Elétrico Brasileiro PROCESSO No / Inicialmente reiteramos nossos cumprimentos pela iniciativa e diligência desse Ministério na busca de soluções para os problemas conjunturais e estruturais do setor elétrico por meio do processo transparente de diálogo e debate com seus agentes e com a sociedade. A Associação Brasileira dos Produtores de Ferroligas e Silício Metálico ABRAFE, representando as empresas instaladas no país, atuando como vetor integrador para o desenvolvimento da competitividade da indústria brasileira, sempre defendeu e persiste junto as iniciativas que privilegiam os processos integrados e participativos, promovendo a correta alocação de riscos entre os agentes, respeitando-se a segurança jurídica e equilíbrio dos contratos, e visando a construção conjunta de soluções para o desenvolvimento do Setor Elétrico Nacional, Portanto, alinhada a este processo, a ABRAFE apresenta abaixo suas contribuições iniciais, também considerando as pressões que o Setor Elétrico Mundial está atualmente sujeito para efetivar mudanças em seu quadro regulatório, comercial e operacional e em especial no Brasil para a mudança e o aprimoramento de padrões, incluindo os da comercialização de energia, ajustados aos perfis dos consumidores. Av. do Contorno, º andar - Cj Santa Efigênia - Belo Horizonte-MG CEP:

218 Cabendo ressaltar o perfil do setor de ferroligas e de silício metálico e suas características especiais (1) que se convertem em benefícios diretos e efetivos para o Sistema Elétrico Brasileiro, e que o fortalecem como eletroestratégico e integrador, Salientamos que as empresas eletrointensivas associadas são responsáveis por 2% do consumo total de energia do mercado brasileiro e por 4% do consumo do segmento industrial. Considerando o histórico de suprimento de energia às unidades industriais das associadas, podemos constatar que já foi amortizada uma usina de 1,1 GW via faturamento do respectivo consumo. O setor, base de uma cadeia produtiva de altíssimo valor agregado para o país, pela sua importância socioeconômica (2) no cenário industrial do país: pelo seu porte e flexibilidade se apresenta como importante vetor para o desenvolvimento da qualidade da matriz energética brasileira, seja assegurando o consumo, no longo prazo, de energia já existente, seja assegurando a contratação de energia para a viabilização de projetos energéticos em bases limpas e renováveis. (1) Eficiência energética; Atuação histórica como usina virtual, com a redução de consumo sazonal e em situações com probabilidade de carência na oferta de energia; Uso de equipamentos com fator de potência muito elevado característica indutiva; Bancos de capacitores das empresas do setor podem ser administrados pelas distribuidoras; Fator de carga superior a 95%; Alta estabilidade e previsibilidade de consumo; Flexibilidade para desligar quando concessionárias necessitam realizar manutenções programadas ou em situações de contingência do sistema elétrico (ERAC); Consumo concentrado em poucos clientes (~2% do consumo de eletricidade no Brasil em ~20 empresas); Pontos de medição instantâneos nas concessionárias; Não há risco de ligações clandestinas; Clientes conscientes e flexíveis. (2) Importância Socioeconômica Sustentabilidade social: Responsável por cerca de 80 mil empregos diretos e indiretos, equivalente a 42% da população economicamente ativa dos municípios de atuação.; Responsável por programas e projetos sociais que beneficiam mais de 400 mil pessoas, gerando riqueza e melhor qualidade de vida nas comunidades de baixa renda onde representadas atuam.; Favorecem o significativo aumento do IDH, também nas regiões de influência das empresas pela ABRAFE; Contribuição média de 34% do PIB nas cidades do território nacional onde atuam as associadas (alcançando em alguns casos 97%). Sustentabilidade econômica: Responsável por mais de R$ 1,4 bilhão/ano em arrecadação de impostos e tributos;. Produtos originados de seu processo industrial atendem à um mercado totalmente globalizado, atendendo as mais exigentes normas internacionais de auditoria e qualidade; 65% da produção é exportada, representando cerca de 7% da balança comercial brasileira; Sexto segmento mais superavitário no ranking das exportações nacionais dos últimos quatro anos; Substitui importações na ordem de R$ 2,2 bilhões/ano, contribuindo para a competitividade da indústria brasileira; Líder mundial em Qualidade, Inovação e Tecnologia. Sustentabilidade ambiental: Áreas de reflorestamento totalizam mais de 170 mil hectares com 14% de replantio de novas árvores/ano;. Superávit de mais de 800 mil toneladas de CO2/ano, evitando a emissão que seria gerada por uma cidade com 2 milhões de habitantes. Formatado: Espaço Depois de: 0 pt Formatado: Espaço Depois de: 0 pt, Tabulações: Não em 2,43 cm Formatado: Espaço Depois de: 0 pt Av. do Contorno, º andar - Cj Santa Efigênia - Belo Horizonte-MG CEP:

219 Em síntese, compreendemos essa Consulta Púbica como mais uma etapa de um amplo processo de discussão da modernização e aprimoramento do Setor Elétrico Brasileiro que está se vislumbrando e que esse Ministério conduzirá com os agentes e a sociedade; portanto, ainda que a presente contribuição tenha sido fruto de análises e debates intensos no âmbito das nossas empresas associadas, ressalvamos que nossas reflexões e contribuições possam evoluir à medida que haja o aprofundamento das análises e da discussão com os demais agentes e com o próprio Governo. Nossa contribuição aborda os temas tratados na Nota Técnica nº 05/2017/AEREG/SE, em uma sequência de prioridades para os seguintes grupos: GRUPO 1 COMPROMISSOS DE REFORMA E ELEMENTOS DE COESÃO AUTOPRODUÇÃO REDUÇÃO DOS LIMITES PARA ACESSO AO MERCADO LIVRE GRUPO 2 MEDIDAS DE DESTRAVAMENTO REGRAS COMERCIAIS PARA MÁXIMO ACOPLAMENTO ENTRE FORMAÇÃO DE PREÇO E OPERAÇÃO POSSIBILIDADE DE SEPARAÇÃO DE LASTRO E ENERGIA GRUPO 3 ALOCAÇÃO DE CUSTOS E RACIONALIZAÇÃO SOBRECONTRATAÇÃO INVOLUNTÁRIA DECORRENTE DA MIGRAÇÃO DE CONSUMIDORES PARA O MERCADO LIVRE. GRUPO 4 MEDIDAS DE SUSTENTABILIDADE E DESJUDICIALIZAÇÃO DESCOTIZAÇÃO E PRIVATIZAÇÃO Ao dissertarmos sobre cada tema, estaremos assinalando os pontos de atenção e respectivas reflexões associadas às possíveis alternativas de soluções para as diversas questões abordadas. CONTRIBUIÇÕES DA ABRAFE: A) GRUPO 2 MEDIDAS DE DESTRAVAMENTO REGRAS COMERCIAIS PARA MÁXIMO ACOPLAMENTO ENTRE FORMAÇÃO DE PREÇO E OPERAÇÃO Concordamos que o intervalo de formação de preços e tarifas deva ser condizente com evolução da matriz energética do sistema interligado nacional e com a tendência para uma maior granularidade, refletindo adequadamente o custo de operação em cada intervalo de contabilização e liquidação, atualmente efetuadas pela CCEE. Concordamos com as propostas que resguardem a estrita necessidade de o sistema interligado nacional trabalhar com o modelo de despacho centralizado, inicialmente por custo, mas Av. do Contorno, º andar - Cj Santa Efigênia - Belo Horizonte-MG CEP:

220 sedimentando fortemente uma trajetória para a necessária evolução ao processo de ofertas de preço dos agentes. Desta forma, algumas características inerentes aos agentes de consumo serão valorizadas e capturadas, tendo em vista o benefício provocado por uma melhor sinalização econômica para o sistema interligado neste processo (ancillary services, black start, esquemas automáticos de rejeição, modulação, opções de interruptibilidade do consumo, etc). A alternativa que garanta o máximo acoplamento entre as etapas de planejamento eletro energético, da operação e de formação dos preços é um elemento importante para o sucesso de um mercado mais liberalizado e, consequentemente, mais eficiente. É necessário regulamentar um ambiente como uma bolsa de energia onde a convergência (encontro das curvas de oferta e demanda) do processo de ofertas dos agentes se materializaria, com regras transparentes e estáveis, propiciando a reprodutibilidade e a simetria de informações entre os mesmos. Esta entidade deverá ser separada daquela responsável pelas funções de clearing house (contabilização, liquidação, aporte e custódia das garantias financeiras... etc). B) GRUPO 2 MEDIDAS DE DESTRAVAMENTO POSSIBILIDADE DE SEPARAÇÃO DE LASTRO E ENERGIA Formatado: Recuo: Primeira linha: 0 cm, Espaço Depois de: 0 pt, Tabulações: 0,5 cm, Tabulação de lista + Não em 1,27 cm Concordamos com a proposição de separação dos produtos lastro e energia, desde que haja uma solução que garanta a sustentabilidade do processo de expansão da geração no âmbito do sistema interligado nacional. Entendemos ser este um dos pontos cruciais de todo o processo do aprimoramento do marco regulatório do setor elétrico, sendo imprescindível para o seu respectivo sucesso que a possibilidade da oferta de financiamento para implantação de novos empreendimentos esteja plenamente garantida. Tratando-se de um segmento caracterizado como de capital intensivo, seriam remotas as possibilidades de uma utilização plena de capital próprio para os investimentos necessários. A baixa maturação do nosso mercado de capitais aliada às exigências robustas de garantias pelo sistema financeiro podem provocar um desequilíbrio do balanço estrutural ao longo do tempo, com consequências extremamente funestas. Formatado: Não Realce O produto lastro deverá ser negociado anos à frente em um leilão centralizado, sob a responsabilidade do poder concedente, ou bilateralmente contratado, englobando tanto a componente de adequabilidade como a componente confiabilidade. As ofertas dos Av. do Contorno, º andar - Cj Santa Efigênia - Belo Horizonte-MG CEP:

221 empreendedores no certame devem refletir a remuneração que eles esperam não recuperar na comercialização do produto energia, sendo este último um mecanismo de hedge financeiro contra a volatilidade dos preços de curto prazo. O produto energia deverá ser negociado via mecanismos facilitadores e em paralelo visando evitar o superdimensionamento dos preços do produto lastro, sobrecarregando consequentemente os agentes de consumo responsáveis pelo pagamento da segurança do suprimento. Como exemplo dos mecanismos facilitadores citados, deverá ser regulamentada uma bolsa de energia que sustentará a credibilidade dos preços do ambiente de contratação livre, e disponibilizará para o mercado produtos padronizados provocando um nível de liquidez desejável. Porém, a possibilidade de uma contratação bilateralmente negociada da energia (taylor made) deverá ser estabelecida, ocasião em que características especiais das cargas a serem atendidas definirão o preço da energia contratada dos geradores, valorizando as respectivas externalidades e propiciando preços competitivos da energia. Sugerimos que indicadores de performance devam ser implantados para apurar se o compromisso assumido pelos empreendedores antes dos leilões de lastro e associado aos parâmetros TEIF, IP, potência instalada, produtibilidade, máquinas operando como síncronos (atributos que também serão precificados), estão sendo atendidos. Não julgamos prudente a possibilidade de revisões periódicas do lastro contratado, fato que incluiria um fator de risco adicional não desejável para que o insumo energia elétrica garanta competitividade do segmento produtivo brasileiro. No início do processo defendemos a manutenção da contratação da energia com antecipação pelos agentes do mercado livre favorecendo a expansão da geração e diminuindo os riscos da exposição ao preço do mercado de curto prazo. Concordamos que a flexibilização desta obrigação de contratação seja feita gradativamente. No caso das distribuidoras e comercializadores em default defendemos também a manutenção do requisito atual através de um processo centralizado. Tendo em vista o acima exposto, reiteramos que um importante fator de risco a ser analisado é a garantia da financiabilidade dos projetos com a separação da contratação de lastro e energia, uma vez que a receita associada à primeira não pode representar a necessidade total de remuneração para viabilidade da expansão da geração. Outro ponto a ser verificado são os contratos de longo prazo em vigência, assinados por consumidores livres e com preços que contemplam energia e lastro. Nestes casos deverá ser dado um tratamento específico dispensando o pagamento de lastro da parcela do consumo atendida por estes contratos. C) GRUPO 3 ALOCAÇÃO DE CUSTOS E RACIONALIZAÇÃO SOBRECONTRATAÇÃO INVOLUNTÁRIA DECORRENTE DA MIGRAÇÃO DE CONSUMIDORES PARA O MERCADO LIVRE Sugerimos como primeira alternativa à sobrecontratação das distribuidoras a aplicação dos diversos Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits MCSD, em segundo lugar o Leilão de Repasse para o mercado livre, e finalmente caso estas medidas não sejam suficientes, o repasse do custo para um determinado segmento do mercado via encargo. Dispensamos aqui comentários acerca dos Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits MCSD por acreditarmos na sua manutenção nos moldes já adotados atualmente. Av. do Contorno, º andar - Cj Santa Efigênia - Belo Horizonte-MG CEP:

222 Constata-se que tanto no caso de sobre contratação como na subcontratação ocorre um desequilíbrio entre os fluxos financeiros (setas verdes) e de volume de energia (setas pretas) das distribuidoras com os geradores (supridores), consumidores (supridos) e com o mercado de curto prazo (spot)(onde se concretiza a igualdade consumo e contratos). Formatado: Cor da fonte: Automática Quanto ao Leilão de Repasse, tendo em vista as alterações recentes promovidas pela Lei /2016, salientamos não ser necessário que os contratos provenientes deste (s) leilão (ões) tenham a mesma estrutura daqueles que compõem o portfólio das distribuidoras, sendo atraente disponibilizar para o mercado livre produtos com durações, flexibilidades e níveis de risco diferenciados. Formatado: Recuo: À esquerda: 0 cm Av. do Contorno, º andar - Cj Santa Efigênia - Belo Horizonte-MG CEP:

223 Concordamos que os principais parâmetros a serem definidos pelo regulador, os quais nortearão este processo licitatório, serão a quantidade máxima de contratos a serem repassados de forma concatenada com a abertura do mercado e o preço de reserva da energia, este último impactado pela correlação entre o PLD, contratos de cotas e os contratos por disponibilidade. O preço de reserva deverá equilibrar a aversão ao risco dos consumidores regulados (mercado atual das distribuidoras, porém o mesmo sendo liberalizado) devido à perda de receita esperada pela possível venda no leilão de repasse à um preço inferior ao PLD. É importante disciplinar a permanência das distribuidoras como interveniente dos contratos já firmados com os geradores, evitando-se eventuais dificuldades com os agentes de financiamento, face à mudança dos riscos das contrapartes. Formatado: Não Realce Formatado: Espaço Depois de: 0 pt, Espaçamento entre linhas: simples O atual marco regulatório estabelece que as distribuidoras devem assumir o risco de volume em função da sua responsabilidade pela previsão do mercado a ser atendido por compras no ambiente de contratação regulada. Este risco está correlacionado ao processo de migração de consumidores definidos como potencialmente livres. Desta forma opinamos que o novo encargo para cobrir o custo das distribuidoras limitado em um montante equivalente ao excesso involuntário de energia contratada, ocasionado pelas opções previstas no parágrafo 5º do art. 26 da Lei 9.427/1996 e nos art. 15 e 16 da Lei 9.074/1995, deva ser alocado aos consumidores cativos remanescentes e aos novos migrantes. Entendemos que o novo encargo não pode compensar o custo de sobrecontratação decorrente de migrações de consumidores hoje já elegíveis. Também não é coerente a justificativa de alocar este custo para uma base mais ampla do mercado alegando uma estrutura de expansão inadequada no passado, a qual se baseou em sobras do ambiente de contratação regulado e com subsídio ao mercado livre. O ACL foi amplamente utilizado para garantir um mix de preços da energia de novos empreendimentos em situações nas quais os níveis de confiabilidade de suprimento estariam em uma trajetória indesejável, contribuindo para a modicidade tarifária e para condições mais favoráveis de financiamento. Formatado: Não Realce Formatado: Fonte: Itálico Também absorveu indubitavelmente o custo implícito do lastro na parcela de energia que lhe cabia, conforme determinação do poder concedente, quando foram formalizados os contratos bilaterais. Ou seja, os preços praticados no ambiente de contratação livre para a sobra estrutural de energia pós-racionamento e para as parcelas de energia das novas usinas garantiram um fluxo de caixa operacional para os geradores em contrapartida aos valores praticados nos processos licitatórios associados ao atendimento do crescimento do mercado cativo. D ) GRUPO 1 COMPROMISSOS DE REFORMA E ELEMENTOS DE COESÃO AUTOPRODUÇÃO Formatado: Espaço Depois de: 8 pt Art. 2º - Alteração Lei de Art. 14-A 5º Proposta: Formatado: Fonte: Century Gothic 5º Considera-se consumo líquido do autoprodutor o máximo entre: I o consumo total subtraído da energia elétrica autoproduzida; e II a compra pelo autoprodutor de energia elétrica de terceiros até o limite do consumo total.- Av. do Contorno, º andar - Cj Santa Efigênia - Belo Horizonte-MG CEP:

224 Justificativa: A autoprodução é uma das formulas dos grandes consumidores de energia elétrica mitigarem os riscos, além de contribuir com o aumento da disponibilidade de energia no sistema. O inciso ll proposto na nota técnica contrapõe a esta possibilidade, uma vez que os consumidores para mitigarem os riscos adotam a compra de energia para garantir uma reserva de contingencia para os casos críticos de geração de suas usinas. E isto implicará, na redução de investimento no setor. E) GRUPO 3 ALOCAÇÃO DE CUSTOS E RACIONALIZAÇÃO SOBRECONTRATAÇÃO INVOLUNTÁRIA DECORRENTE DA MIGRAÇÃO DE CONSUMIDORES PARA O MERCADO LIVRE Art. 2º - Alteração Lei de Art. 16-B Proposta: Os custos das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica com excesso involuntário de energia contratada decorrente opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16, serão pagos por pelos consumidores do Ambiente de Contratação Regulada e por aqueles que exercerem as opções previstas no 5º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos art. 15 e art. 16 a partir da data de publicação desta, mediante encargo tarifário cobrado nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição, na proporção do consumo de energia elétrica. 1º Os custos de que trata o caput serão calculados pela Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. 2º Deverá ser considerado no cálculo dos custos de que trata o caput o resultado, positivo ou negativo, da venda de que trata o 13 do art. 4º. 3º A criação do encargo tarifário de que trata o caput será acompanhada de revisão tarifária extraordinária para adequar a remuneração das concessionárias e permissionárias de distribuição à eliminação de parte do risco da atividade de distribuição, que será reduzido pelo encargo mencionado. 4º No cálculo do encargo de que trata o caput, não será considerada a parcela de excesso involuntário de energia contratada associado à migração de consumidores para o Ambiente de Contratação Livre até 31 de dezembro de Justificativa: Formatado: Fonte: Century Gothic A primeira reflexão que cabe neste item diz respeito aos motivos que levam à expansão do mercado livre. É razoável supor que a migração de consumidores para o ACL seja motivada pela possibilidade de redução de custos proveniente da gestão de sua própria contratação no entanto, esta expectativa fica comprometida quando se cria um novo encargo para compensar a migração, principalmente porque alguns dos mecanismos para aliviar a sobrecontratação das distribuidoras não estão sequer em funcionamento. Um caminho mais razoável seria expandir o mercado livre apenas após a efetivação dos mecanismos para lidar com a sobrecontratação e dando à distribuidora antecedência e flexibilidade adequadas para considerar a possibilidade de migração de um número maior de consumidores para o ACL. Av. do Contorno, º andar - Cj Santa Efigênia - Belo Horizonte-MG CEP:

225 Ainda que o caminho escolhido seja o de expansão do ACL da forma como proposto na consulta pública, um dos princípios norteadores das mudanças propostas nesta consulta pública é o respeito aos contratos vigentes e às relações já pactuadas. A proposta de rateio do custo de sobrecontratação das distribuidoras com todos os consumidores, sobretudo aqueles que tomaram a decisão de migrar para o mercado livre de acordo com as regras atuais, desrespeita este princípio, uma vez que o texto proposto imputa ao consumidor que escolheu gerenciar a própria contratação e se desvincular do portfólio da distribuidora o custo da sobrecontratação da distribuição. Este tratamento revela-se não isonômico em comparação a outros agentes, como as distribuidoras, por exemplo, que são preservadas de quaisquer custos associados à transição, ou aos comercializadores, que deverão se beneficiar da ampliação de seu potencial mercado consumidor A justificativa apresentada para essa diferença de tratamento tampouco se sustenta segundo a nota técnica da consulta, o ACL teria se beneficiado da expansão do sistema custeada exclusivamente pelo ACR. Esta premissa está incompleta, uma vez que contratos de longo prazo do ACL, assim como os do ACR, também contribuem com expansão do sistema. Ademais, vale destacar o caso das usinas estruturantes, em que o mecanismo de leilões adotada geravam modicidade para os contratos destinados ao ACR (que definiria o vencedor do leilão) com a contrapartida implícita de preços mais elevados para o ACL. Por fim, 3º e 4º asseguram tratamento adequado da responsabilidade da distribuidora quanto a contratação de energia considerando que atualmente as distribuidoras fazem suas projeções de mercado e que a legislação atual prevê a possibilidade de migração de um conjunto de consumidores para o ACL, entende-se que essa projeção compõe o risco da distribuidora, remunerado via tarifa. Com a criação do encargo, este risco será realocado para os consumidores e, portanto, não deve ser refletido nas tarifas. De forma complementar, as distribuidoras devem se responsabilizar pelo erro de projeção de migração para o ACL enquanto foi remunerada por este risco. F ) GRUPO 2 MEDIDAS DE DESTRAVAMENTO POSSIBILIDADE DE SEPARAÇÃO DE LASTRO E ENERGIA Proposta: Art. 3º-A Os custos decorrentes da contratação de energia de reserva de que trata o art. 3º desta Lei nº, contendo, dentre outros, os custos administrativos, financeiros e encargos tributários, serão rateados entre todos os usuários finais de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN, incluindo os consumidores referidos nos arts. 15 e 16 da Lei nº no 9.074, de 7 de julho de 1995, e no 5º do art. 26 da Lei nº no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e os autoprodutores na parcela do consumo líquido e consumidores livres que tenham contratos lastreados em geração de energia anteriores a data da lei. Art. 3º-C O poder concedente poderá realizar, diretamente ou indiretamente, licitação para contratação de lastro de geração associado ao provimento de confiabilidade sistêmica necessária ao atendimento da expansão do consumo de energia elétrica. 1º Caso a contratação de que trata o caput seja feita através de leilão, este ocorrerá por meio da centralizadora de contratos prevista no art. 2º. Av. do Contorno, º andar - Cj Santa Efigênia - Belo Horizonte-MG CEP:

226 2º O poder concedente deverá prever a forma, os prazos e as condições da contratação de que trata o caput, e as diretrizes para a realização das licitações, prever e forma de contratação bilateral de lastro. G) GRUPO 4 MEDIDAS DE SUSTENTABILIDADE E DESJUDICIALIZAÇÃO DESCOTIZAÇÃO E PRIVATIZAÇÃO A proposta do MME consiste em permitir a privatização de usinas, inclusive do Sistema Eletrobrás (UHE s prorrogadas ou licitadas nos termos da Lei nº /2013 e usinas da CEMIG, por exemplo), alterando o regime de exploração para PIE. O próprio MME concorda que o melhor seria que esta renda hidráulica ficasse com o setor elétrico, porém o benefício econômico-financeiro adicionado pelo novo contrato de concessão relativo à diferença entre o valor das cotas e o preço de mercado da energia a ser disponibilizada já foi pago pelos consumidores cativos e livres via encargos (RGR e CDE). Assim, defendemos que todo o dinheiro arrecadado com a venda dessas usinas deverá ser usufruído por estes consumidores. Quanto à estratégia de descotização, ou seja volumes de energia e potência alocadas às distribuidoras pelo custo de O&M e com risco hidrológico assumido pelo consumidor cativo, os mesmos seriam retiradas do portfólio das concessionárias objetivando atrair investidores como novos concessionários, devendo entretanto ser recomposto o portfólio das distribuidoras via leilões existentes (podendo o mesmo retornar às distribuidoras com preços de mercado. Poderá haver implicações tarifárias (TE) para o consumidor cativo via aumento da tarifa, porém em patamar limitado. Pode ser proposta como diluição deste efeito uma trajetória ou carência para a desmobilização das cotas. Agradecemos a oportunidade de estar contribuindo com o processo de aprimoramento do marco regulatório do Setor Elétrico Brasileiro e permanecemos a integral disposicãodisposição de V.Sas. Atenciosamente, Henrique Simões Zica PRESIDENTE Av. do Contorno, º andar - Cj Santa Efigênia - Belo Horizonte-MG CEP:

227 Av. do Contorno, º andar - Cj Santa Efigênia - Belo Horizonte-MG CEP:

228 RESPONSÁVEL: FGV ENERGIA

229 Contribuição à Consulta Pública nº 33/2017 do MME Introdução Em anos recentes, o setor elétrico em vários países do mundo vem passando por modificações para incorporar novas tecnologias que vem aperfeiçoando a maneira de gerar, transmitir e distribuir energia elétrica. Geração distribuída, redes e cidades inteligentes estão em desenvolvimento crescente em diversas localidades. Além disso, o avanço tecnológico também vem alterando a maneira como a sociedade interage com os bens que ela consome dentre eles, a energia elétrica. Consumidores de eletricidade vem, cada vez mais, demandando informação e inteligência na sua interação com a rede elétrica, fazendo com que a resposta da demanda e a eficiência energética se constituam em novos elementos a serem considerados na gestão do setor elétrico mundial. Dessa forma, o Setor Elétrico Brasileiro (SEB) encontra-se em um momento de necessidade crescente de incorporação dessas novas tecnologias e suas interações, que são tendências que surgem tanto do lado da oferta como do lado da demanda por eletricidade. Ademais, o SEB também lida com desafios locais que demandam aperfeiçoamento no modelo do setor elétrico adotado atualmente no Brasil. O mercado de energia elétrica brasileiro passou, em anos recentes, por diversos níveis de intervenção governamental que não resultaram bem-sucedidas, tanto para o mercado elétrico como para a sociedade. Por consequência, o setor elétrico encontra-se em um ponto de inflexão no qual mudanças são demandadas por todos os seus agentes. Dessa forma, parabenizamos este Ministério por submeter tema tão relevante a Consulta Pública. Esse é um momento propício para revisitar o modelo do setor elétrico nacional. Entendemos que, nesse primeiro momento, essa Consulta visará possibilitar, por meio de modificações na legislação, mecanismos para que a reforma seja concretizada de maneira mais detalhada em regulamentos e resoluções posteriores. A fim de garantir transparência e previsibilidade ainda maiores à reforma pretendida, sugerimos uma ampla publicidade das atividades e dos resultados alcançados pelos Grupos de Trabalho que serão formalizados para o detalhamento dos temas. Contribuições Redução dos limites para acesso ao mercado livre Conforme disposto no item 3.35, com o intuito de promover a separação entre os mercados atacadista e varejista, a proposta traz a obrigatoriedade de representação por um agente de comercialização perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE para consumidores com carga até 1000 kw. Essa modalidade de representação, vigente desde 2013, enfrenta baixa adesão em decorrência das dificuldades para a implementação de mecanismos eficazes para equacionar o eventual inadimplemento dos consumidores representados. Dessa forma, sugerimos a criação de dispositivo legal que autorize a suspensão do fornecimento de energia elétrica para consumidores representados pelo comercializador varejista em decorrência do inadimplemento no pagamento da fatura de energia, conforme segue: Praia de Botafogo, 210 Cobertura 02 Tel.: CEP: Rio de Janeiro - RJ Brasil

230 O Art. 17. da Lei 9427, de 26 de dezembro de1996, passa a vigorar com a a seguinte redação: Art A falta de pagamento das faturas de compra de energia, junto aos agentes vendedores no Ambiente de Contratação Livre ACL, poderá ensejar a suspensão de fornecimento de energia, que deverá ser solicitada ao agente de distribuição ou transmissão ao qual esteja conectada a unidade consumidora Diretrizes e compromissos para fixação de tarifas É patente que utilização de tarifas binômias proporcione maior eficiência na alocação de custos por contemplar separadamente as componentes de energia e potência, além de favorecer a adoção de ações de resposta da demanda e de eficiência energética. A despeito dessas vantagens, a proposta de implementação da tarifa binômia para todos os consumidores até 31 de dezembro de 2021, tratada nos itens e 3.104, não menciona a realização de nenhum estudo de impacto econômico relacionado a essa mudança, tanto no que tange à necessidade de investimento das distribuidoras como nas repercussões sobre expansão da microgeração distribuída no Brasil. Atualmente, o sistema de compensação previsto na Resolução Normativa Nº 482, de 17 de abril de 2012, e atualizações, juntos com a modalidade de tarifação monômia, acabam fazendo com que os consumidores com microgeração distribuída não remunerem adequadamente o uso da rede de distribuição e de transmissão. Isso resulta em uma distorção na receita das distribuidoras, que acabam por repassar na revisão tarifária este custo para os demais consumidores, aumentando a tarifa de energia elétrica. A implementação de tarifas binômias para microgeradores deverá reduzir as distorções na receita das distribuidoras e na alocação tarifária decorrentes da disseminação da microgeração distribuída. Apesar de a modalidade tarifação binômia possibilitar uma cobrança mais transparente, garantindo o pagamento pela energia consumida e a remuneração pelo uso das redes de distribuição e transmissão, é importante destacar que a sua adoção para todos os consumidores pode implicar em altos custos de adaptação operacional e técnica para a distribuidora. Logo, é preciso avaliar os reais benefícios da transição de todos os consumidores da baixa tensão para esta modalidade de tarifação até 2021 e avaliar, dada a grande pulverização deste nicho de consumidores, a conveniência de se adotar inicialmente essa modalidade apenas para consumidores da baixa tensão que aderirem à microgeração distribuída. Contudo, é necessário atentar para o fato de que este novo modelo de tarifação pode colaborar para reduzir a viabilidade de novos projetos de microgeração distribuída, comprometendo a expansão deste tipo de geração. Segundo a estimativa de EPE (2016) com base na International Energy Agency IEA, é prevista no Brasil uma redução de custos do sistema fotovoltaico de pequena escala na ordem de 3,26% a.a entre 2012 e 2024 e de 6,45% a.a. entre 2014 e Logo, assumindo esta taxa de redução de custos específicos, o custo específico de um sistema fotovoltaico no Brasil seria de Praia de Botafogo, 210 Cobertura 02 Tel.: CEP: Rio de Janeiro - RJ Brasil

231 aproximadamente R$ 6/Wp em Em uma simulação em que se estimou a tarifa binômia a partir da tarifa monômia de uma distribuidora, o investimento em um sistema de microgeração distribuída fotovoltaica resultaria em um valor presente líquido positivo, porém em um payback descontado de 17 anos. Por exemplo, para obter um payback descontado de 7 anos, o custo específico do sistema fotovoltaico deveria de ser da ordem de 60% do custo específico projetado para este ano. Desta forma, recomendamos numa primeira etapa a criação e a implementação de tarifa binômia de baixa tensão específica para a microgeração distribuída, que contemple as externalidades positivas deste tipo de geração, de modo que a expansão da microgeração distribuída não seja arrefecida e continue coerente com o planejamento energético integrado. Recomendamos também o desenvolvimento de um estudo de impacto econômico para a avaliação da extensão da tarifa binômia na baixa tensão para todos os consumidores. Descotização e Privatização Tendo em vista a possibilidade de despacho por oferta de preços trazida pela proposta de aprimoramento do marco legal, consideramos imprescindível a pluralidade de agentes de geração. Dessa forma, entendemos que os dispositivos Legais propostos para a privatização devam explicitar a adoção de mecanismos que evitem a concentração de mercado e propiciem a concorrência na geração. Referências Empresa de Pesquisa Energética EPE. Nota Técnica DEA 12/16 - Avaliação da Eficiência Energética e Geração Distribuída para os próximos 10 anos ( ) Praia de Botafogo, 210 Cobertura 02 Tel.: CEP: Rio de Janeiro - RJ Brasil

232 RESPONSÁVEL: Girardi&Advogados

233 MEDIDAS LEGAIS NECESSÁRIAS PARA VIABILIZAR WASTE-TO-ENERGY NO BRASIL CONTRIBUIÇÃO À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 33 DE 2017 Brasília DF JULHO DE 2017 CLAUDIO GIRARDI: Bacharel em Direito pela Faculdade de Ciências Jurídicas e Sociais do Vale do Itajaí Univali (1979). Sócio fundador da Girardi & Advogados Associados. Foi Procurador-Geral da ANEEL ( ), Coordenador Jurídico das áreas de Água e Energia do Ministério de Minas e Energia MME ( ), Coordenador Jurídico Substituto do extinto Departamento Nacional de Águas e Energia DNAEE ( ). Presidente da Comissão de Direito Regulatório de Energia Elétrica da Associação Brasileira de Advogados ABA. Palestrante e autor de diversas publicações. YURI SCHMITKE ALMEIDA BELCHIOR TISI: Bacharel em Direito pela Faculdade de Ciências Jurídicas e Sociais do Centro Universitário de Brasília UniCEUB. Pós-graduado em Direito de Energia Elétrica pelo UniCEUB. Mestrando em Políticas Públicas e Desenvolvimento Econômico pelo UniCEUB. Sócio da Girardi & Advogados Associados desde Vice-presidente da Comissão de Direito Regulatório de Energia Elétrica da Associação Brasileira de Advogados ABA. Membro da Comissão de Energia do Conselho Federal da Ordem dos Advogados do Brasil OAB. Coordenador da Subcomissão de Energia da Comissão de Assuntos Regulatórios CAR da OAB/DF. Palestrante e autor de diversas publicações. Telefone: Fonefax: Centro Empresarial Brasil XXI, Setor Hoteleiro Sul, Quadra 6, Bloco C, sala CEP: , Brasília, DF. 1

234 I. INTRODUÇÃO Preliminarmente, ressalte-se que não se pretende aqui propor alteração de normas cuja competência é do Ministério do Meio Ambiente. Pelo contrário, a presente contribuição tem relação direta com a competência exclusiva deste Ministério de Minas e Energia no que pertine ao incentivo de desenvolvimento de fontes de energia elétrica renováveis e com impacto ambiental positivo. Usinas que geram energia a partir da queima de Resíduos Sólidos Urbanos (RSU), com geração de vapor e sua expansão em turbogeradores, conhecidas pela sigla inglesa WTE (Waste-to-Energy), são consideradas fontes de energia renovável (renewable energy), não poluente 1, portanto, usadas em muitos países desenvolvidos, com exceção, à título de exemplo, da Austrália, devido a baixíssima densidade demográfica. A China se tornou o país número um do mundo em quantidade de lixo incinerado, tendo implementado cerca de 400 usinas nos últimos 10 anos. O principal motivo do uso de usinas WTE é propiciar o aproveitamento energético que de outra forma seria desperdiçado, bem como eliminar os aterros e seus impactos insustentáveis e devastadores ao meio ambiente, tais como: (i) contaminação dos mananciais aquíferos com chorume; (ii) emissão de metano na atmosfera; (iii) uso de enormes áreas junto as grandes cidades; (iv) necessidade de um novo aterro a cada 20 ou 30 anos. Em países mais avançados como Alemanha, Suécia, Suíça, Holanda, França, alguns Estados nos EUA, Japão e outros, embora tenham atingido elevadas taxas de reciclagem, ainda resta grande volume de RSU pós-reciclagem que precisa de um método de destinação final seguro, e ambientalmente superior aos aterros, sendo que usinas WTE já se tornaram tradição e mesmo uma obrigação legal para certos tipos de RSU, como estabelece a Diretiva Europeia 2008/98/CE, e suas derivadas. O principal obstáculo a implantação de usinas WTE no Brasil é que o seu custo inicial é maior do que os de aterros sanitários, embora, a longo prazo, se os custos reais dos aterros forem considerados no cômputo, incluindo os danos ambientais irreversíveis à natureza, o quadro se inverte. No entanto, como o custo da disposição final deve ser arcado pelos Municípios, em geral com escassos recursos financeiros, a solução dos aterros se tornou a principal maneira de descarte final dos RSU, erroneamente estimulado pela Lei nº /2010, 1 De acordo com o New York Times, as instalações de incineração modernas são tão limpas que "muitas vezes a dioxina lançado a partir de lareiras em casa e churrascos de quintal é muitas vezes maior do que a da incineração." (Rosenthal, Elisabeth "Europe Finds Clean Energy in Trash, but U.S. Lags". The New York Times. 12 de abril de 2010.) De acordo com o Ministério do Meio Ambiente alemão (German Environmental Ministry), "por causa de regulamentos rigorosos, resíduos de instalações de incineração não são significativas em termos de emissões de dioxinas, poeira e metais pesados". ("Waste incineration A potential danger? Bidding farewell to dioxin spouting" (PDF). Federal Ministry for Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety. Setembro de 2005.) 2

235 conhecida como Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS), que ignora todos os estudos científicos que originaram a Diretiva Europeia 1999/31/CE. A PNRS não atende ao conceito de destinação adequada dos RSU, cuja motivação encontra-se inquinada por influência dos grandes operadores de aterros sanitários, que sequer atendem os padrões mínimos de segurança ambiental. O lobby contra usinas WTE é frequentemente baseado em inverdades e sofismas clássicos, como a afirmação que WTE acabaria com a reciclagem, o que certamente não faz sentido, pois só se incinera os RSU pósreciclagem e que iriam para os aterros sanitários, onde até mesmo no Brasil, não poderia haver a presença dos catadores. Em suma, usinas WTE são alternativas aos aterros e não ao processo de reciclagem. II. DIRETIVAS EUROPEIAS E CONVENÇÃO DE ESTOCOLMO Conforme apontam dados do Statistical Office of the European Union Eurostat 2, desde 2008 a geração per capita de RSU na Europa encontra-se em processo de redução, o que se explica, em parte, pela conscientização da população sobre o tema. Em 2012, foi registrado que 27% dos resíduos eram encaminhados para reciclagem, 15% para compostagem, 24% para incineração e 34% destinados para aterros sanitários. Entre 1995 a 2012, houve uma redução de 42% em peso de RSU destinado para aterros sanitários, e, por outro lado, aumento de 80% da quantidade de resíduos destinados à incineração waste-to-energy. Tais estatísticas são fruto das Diretivas Europeias 1999/31/CE e 2008/98/CE, que trouxeram importantes contribuições para que haja uma destinação adequada dos RSU. A Diretiva de 1999 prevê metas progressivas para redução da disposição de matéria orgânica biodegradável diretamente em aterros sanitários, que deve ser, no máximo, 35% da quantidade total dos resíduos biodegradáveis produzidos, no ano de 1995, até julho de Prevê ainda que deve ser efetuado monitoramento durante toda a operação de um aterro, pelo período de (i) pelo menos 30 anos após o encerramento da deposição de RSU, ou (ii) enquanto as autoridades considerarem que o aterro pode apresentar perigo para o meio ambiente, cujos custos são de responsabilidade do proprietário do aterro. 3 A utilização de usinas WTE tem sido a melhor solução encontrada para garantir uma destinação adequada da parcela orgânica do lixo, pois a utilização de aterros sanitários traz inexoravelmente contaminação do solo. Ainda que o chorume seja tratado, parcela deste ainda 2 EUROSTAT ENVIRONMENTAL DATA CENTRE ON WASTE. (2011) Statistics in Focus n o 31/2011. Disponível em: < ITY_OFFPUB/KS-SF /EN/KS-SF EN.PDF> Acesso em: 26 mar Official Journal of the European Union. Directive 2009/28/EC on energy from renewable sources. Disponível em: < Acesso em: 27 jun

236 conterá elementos tóxicos que irão escoar para os rios ou até mananciais hídricos, causando dano ambiental irreversível e redução da água potável disponível no planeta. A Convenção de Estocolmo tem sido mal interpretada por agentes institucionais para desincentivar WTE no país, sob o argumento de que a incineração dos RSU supostamente gera gases tóxicos, cuja emissão é vedada pela referida convenção. Trata-se de uma grande inverdade, haja vista que as usinas WTE são consideradas fontes renováveis de energia, não poluentes, cujos gases tóxicos são filtrados e as emissões ficam dentro dos limites legais estabelecidos para um grande centro urbano. III. DESTINAÇÃO ADEQUADA DOS RESÍDUOS SÓLIDOS URBANOS NO BRASIL Preliminarmente, destaque-se que, segundo os arts. 23 e 225 da Constituição Federal de 1988, compete à União proteger o meio ambiente e combater a poluição em qualquer de suas formas, assim como garantir a prerrogativa de que todos têm direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado, bem de uso comum do povo e essencial à sadia qualidade de vida, impondo-se ao Poder Público e à coletividade o dever de defendê-lo e preservá-lo para as presentes e futuras gerações. objetivos estes que somente serão cumpridos através de uma política de destinação adequada da parcela orgânica dos RSU, consubstanciada em mecanismos de eliminação gradual dos aterros. A questão da destinação do lixo urbano tem sido, nas últimas décadas, uma preocupação de diversos países. No Tratado Internacional Agenda 21, documento produzido na Eco-92, no Rio de Janeiro/RJ, há orientação no sentido de eliminação do lixo urbano. Veja-se, in verbis: [...] (d) Controle de fatores ambientais que exercem influência sobre a disseminação das moléstias contagiosas: Aplicar métodos para a prevenção controle das moléstias contagiosas, inclusive controle do abastecimento de água e do saneamento, controle da poluição, da água, controle da qualidade dos alimentos, controle integrado dos vetores, coleta e eliminação de lixo e práticas de irrigação ecologicamente confiáveis; [...] (e) (i) Desenvolver tecnologias adequadas para a eliminação de lixo sólido, fundamentadas em uma avaliação de seus riscos para a saúde; (ii) Desenvolver instalações adequadas para a eliminação de lixo sólido nas grandes cidades; [Negrito]. 4 Novos aterros sanitários sem tratamento do lixo são proibidos em grande parte dos países da União Europeia 5, cuja destinação adequada, entre outras, tem sido a transformação 4 Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento. Capítulo 6. Proteção e promoção das condições da saúde humana. Disponível em: < Acesso em: 27 jun Líder mundial em tecnologias e políticas de resíduos sólidos possui os índices de reaproveitamento mais elevados do mundo, a Alemanha quer alcançar, até o final desta década, a recuperação completa e de alta 4

237 energética, com vistas a preservação do meio ambiente, geração de renda e redução de CO 2 na atmosfera. Dentre as políticas internacionais que envolvem os resíduos sólidos urbanos (lixo urbano), podemos hierarquizar as categorias na seguinte ordem de prioridade: (i) redução do lixo; (ii) reuso; (iii) reciclagem e compostagem; (iv) recuperação de energia com calor; (v) energia e recursos materiais (waste-to-energy WTE); (vi) aterros sanitários com aproveitamento do biogás; e (vii) aterros sanitários. 6 Em 2010, o Ministério do Meio Ambiente em parceria com o Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento PNUD elaboraram Estudo sobre o Potencial de Geração de Energia a partir de Resíduos de Saneamento (lixo, esgoto), visando incrementar o uso de biogás como fonte alternativa de energia renovável, trazendo incentivos para a implementação de geração de energia elétrica a partir de biogás, oriundo de estações de tratamento de esgoto e aterros sanitários. A despeito de suas importantes contribuições para a transformação energética dos aterros sanitários já existentes e do potencial energético das estações de tratamento de esgoto, mencionado estudo acabou por incentivar tecnologias obsoletas para a destinação dos resíduos sólidos urbanos, omitindo-se quanto às tecnologias de waste-to-energy WTE, utilizadas há décadas em diversos países e ainda não implementada no Brasil. WTE é uma das opções de energia renováveis mais sólidas e eficazes para reduzir as emissões de CO 2 e substituir parcela dos combustíveis fósseis. 7 Aproximadamente 2/3 (dois terços) dos resíduos domésticos são classificados como biomassa, sendo possível recuperar este montante como energia neutra em CO 2, reduzindo assim a dependência dos combustíveis fósseis 8. Fábricas europeias de resíduos de energia têm o menor nível de emissões de todos os setores industriais. Na verdade, as emissões dessas instalações são mais saudáveis para respirar do que o ar em muitas cidades. 9 Na Europa, 50 (cinquenta) milhões de toneladas de resíduos são convertidas em energia valiosa através da tecnologia de transformação de resíduos em energia, fornecendo energia elétrica a 27 (vinte e sete) milhões de europeus. Ainda assim, 50% (cinquenta por cento) dos qualidade dos resíduos sólidos urbanos, zerando a necessidade de envio aos aterros sanitários (hoje, o índice já é inferior a 1%). Desde junho de 2005, inclusive, a remessa de lixo doméstico sem tratamento ou da indústria em geral para os aterros está proibida. Disponível em: < de-toneladas-por-ano/como-alguns-paises-tratam-seus-residuos> Acesso em 12 jul B&W Volund. How waste-to-energy works. Disponível em: < DATA DE ACESSO? 7 WtERT Waste-to-Energy Research and Technology Concil, Energy Recovery. Disponível em: < 8 Disponível em: < 9 B&W Volund,, op. cit. Disponível em: < Acesso em:? 5

238 resíduos sólidos urbanos tornam-se aterro. Isso libera gases de efeito estufa, como o metano, que é 21 (vinte e uma) vezes mais potente que o CO 2. A tecnologia WTE elimina essas emissões, sendo uma das mais robustas e efetivas alternativas energéticas de redução das emissões de CO 2 e reposição de combustíveis fósseis. 10 Em 2012, 456 (quatrocentos e cinquenta e seis) plantas WTE em toda a Europa (EU28 + Noruega e Suíça) recuperou energia e impediu cerca de 79 (setenta e nove) milhões de toneladas de resíduos sólidos serem depositados em aterro. Cerca de 50% (cinquenta por cento) da energia produzida pelas plantas WTE vem de biomassa biodegradáveis 11, proporcionando a entrada de baixo carbono no sistema de energia. Isso também ajuda a alcançar a política da União Europeia (UE) para fontes de energia renováveis. 12 Em 2012, a energia disponível a partir da quantidade de resíduos tratados termicamente em plantas WTE representou 32 (trinta e dois) mil milhões de kwh de eletricidade e 79 (setenta e nove) bilhões de kwh calor, suficiente para abastecer 14 (quatorze) milhões de habitantes com eletricidade de baixo carbono e 14 (quatorze) milhões de habitantes com o calor de baixo carbono. Esta energia está localmente disponível e reduz a importação de combustíveis fósseis. Além disso, entre 8 (oito) e 44 (quarenta e quatro) milhões de toneladas de combustíveis fósseis (gás, petróleo e carvão) podem ser substituídos anualmente, o que, de outra forma, emitiriam 22 a 43 (vinte e dois a quarenta e três) milhões de toneladas de CO O Conselho de Pesquisa em Tecnologia de Geração de Energia a Partir de Resíduos CONGENERES traz informações significativas acerca do instituto americano Waste-to-Energy Research and Technology Concil: QUEM SOMOS Nos Estados Unidos existem 87 usinas resíduos-energia (REN) ou waste-to-energy (WTE) que processam 28 milhões de toneladas de resíduos sólidos urbanos (RSU) gerando cerca de 15 TWh de eletricidade por ano. Na década de 1990 todas estas usinas implementaram novas regulamentações (MACT- Maximum Achievable Control Tecnology) da Agência de Proteção Ambiental (EPA) restringindo as emissões a um custo estimado de um bilhão de dólares. Os resultados destas melhorias foi a redução de emissões de dioxinas por um fator de mil vezes e de mercúrio por um fator de cem. Cerca de 50 usinas não puderam ou não quiseram cumprir as novas exigências do MACT e foram desligadas. 10 Ibidem. 11 Official Journal of the European Union. Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC. Disponível em: < Acesso em 12 jul WtERT Waste-to-Energy Research and Technology Concil, op. cit. Disponível em: < Acesso em: 12 jul Ibidem. 6

239 Apesar da evidência de que as usinas REN nos EUA têm sido reconhecidas pelo EPA como uma das fontes mais limpas de alta temperatura, superiores as usinas de carvão, fundições e cementeiras, ainda existe uma contínua oposição à construção de novas usinas REN nos EUA. No período entre , o Earth Engineering Center (EEC) da Universidade de Columbia em New York, estudou todas as rotas de gerenciamento de resíduos e concluiu que as usinas REN são superiores a outra alternativa disponível para descarte final dos RSU após a reciclagem: aterros sanitários. Nesta mesma época, foi criado o consórcio indústria-universidade denominado Waste-to-Energy Research and Technology Council (WTERT, Seus objetivos eram: a. Estimular o progresso das tecnologias para recuperar energia e materiais dos RSU remanescentes após a reciclagem. b. Informar ao público e governantes sobre as vantagens da geração de energia a partir dos RSU REN e sobre todos os outros meios de gerenciamento sustentável dos resíduos. Atualmente o WTERT é reconhecido como a principal fonte de informação em pesquisa e desenvolvimento nos EUA na área de energia a partir de resíduos. O WTERT já instituiu parcerias fora dos EUA, tais como na China ( ), Alemanha ( Grécia ( e Canada ( Outras organizações estão sendo criadas no Reino Unido, Itália e França A NECESSIDADE DA CRIAÇÃO DO WTERT-BRASIL Praticamente todo o lixo pós-reciclagem do Brasil é descartado em aterros sendo que grande parte está no limite da sua capacidade como, por exemplo, o aterro de Gramacho no Rio de Janeiro. O diagrama abaixo mostra que algumas nações reduziram a quantidade de aterros através da combinação reciclagem, compostagem e combustão com recuperação de energia. Organização e objetivos do WTERT-Brasil Tendo em vista o que foi dito acima, a elite acadêmica do Brasil deve assumir a liderança de informar a população através de uma organização baseada na internet similar ao WTERT-U.S. Esta organização se chamará WTERT-Brasil e terá como ferramenta principal sua homepage na internet e seus links com outras instituições acadêmicas, industrias e agências governamentais no Brasil com o objetivo de estimular o gerenciamento sustentável dos RSU; e também com as organizações coligadas do WTERT e SUR em todo o planeta. Os objetivos do WTERT-Brasil são: a. Aproximar todos os grupos de pesquisa e desenvolvimento trabalhando nas diversas áreas pertinentes ao gerenciamento de resíduos, no Brasil, e compartilhar informações sobre o Gerenciamento Sustentável de Resíduos através do WTERT e coligadas ao redor do mundo. b. Identificar as tecnologias mais adequadas ao tratamento dos diversos materiais presentes nos resíduos do Brasil, estimular a pesquisa acadêmica de acordo com as necessidades e disseminar estas informações pelo País; paralelamente o WTERT - Brasil irá disponibilizar informações, em inglês, de modo que o resto do mundo possa acompanhar os problemas, soluções e oportunidades visando o progresso do gerenciamento dos resíduos no Brasil. O Princípio Geral: Gerenciamento Sustentável dos Resíduos 7

240 O princípio geral do WTERT-Brasil será o mesmo adotado nos outros países pelas coligadas: o gerenciamento responsável dos resíduos deve ser baseado na ciência e na melhor tecnologia disponível e não em ideologias ou modelos econômicos que excluam os custos ambientais. Um estudo na Universidade de Columbia estimou que a geração global de resíduos deverá ser duplicada até o ano de Numa base per capta, o consumo de energia e a geração de resíduos sólidos nos EUA é o dobro dos europeus e japoneses que vivem no mesmo padrão de conforto e bem-estar. Portanto ainda existe muito espaço para a redução do consumo de energia e produção de lixo no país. Todavia o objetivo de se chegar a lixo zero é inatingível. Isso já foi demonstrado por nações com elevada consciência ambiental como Japão e Suíça onde, apesar do esforço feito na reciclagem, ainda dependem das usinas REN no sentido de evitar aterros sanitários. Reciclagem - É a melhor coisa a fazer após a redução da geração de lixo. Nos EUA já foi alcançado um percentual médio de aproximadamente 20% do total no entanto, em alguns estados, este percentual é ainda maior. Compostagem Tanto a compostagem aeróbica como a anaeróbica só tem aplicação prática para a fração orgânica segregada e coletada na fonte. Nos EUA cerca de 9% dos RSU é compostada e corresponde aos resíduos de poda e jardins coletados em separado. Em geral a compostagem é feita em leiras a céu aberto mas também pode ser feita em bio-reatores ou pilhas cobertas e aeradas. Geração de Energia (REN ou WTE) Após a reciclagem/compostagem de todo o lixo urbano produzido no planeta, cerca de 200 milhões de toneladas são processadas, por ano, em usinas resíduo-energia (REN) que recuperam a energia contida no lixo na forma de eletricidade ou calor. Nos EUA, aproximadamente 7% dos RSU são processados em 87 usinas, gerando cerca de 15 milhões de MWh/ano de energia elétrica. Aterros Sanitários A maior parte dos RSU produzidos no mundo, cerca de 800 milhões de toneladas/ano, são descartadas em aterros. O WTERT estima que um metro quadrado é desperdiçado, para sempre, para cada dez toneladas de lixo aterrado. O desenvolvimento verdadeiramente sustentável demanda que somente a fração inorgânica dos resíduos seja disposta em aterros como já é feito no Japão e na Suíça. Isto iria demandar grande expansão da capacidade atual das usinas REN, uma solução de custo elevado para os países em desenvolvimento. Portanto, também é necessário que países como a China, Índia e Brasil construam aterros sanitários modernos para a proteção das águas e a captura do biogás, contribuindo para a redução das mudanças climáticas. Os EUA, seguidos pela China, são os maiores utilizadores de aterros para a disposição final de lixo. Entretanto os EUA lideram na captura e na utilização de biogás dos aterros sanitários. 14 Diante da larga utilização das tecnologias de waste-to-energy em diversos países, objetivando (i) o aproveitamento energético dos resíduos sólidos urbanos, (ii) a redução drástica de emissão de CO 2 e metano na atmosfera decorrente da putrefação do lixo em aterros sanitários e a (iii) eliminação do lixo nos grandes centros urbanos, o Brasil é um forte candidato 14 WTERT Brasil. Conselho de Pesquisa em Tecnologia de Geração de Energia a partir de Resíduos CONGENERES. Disponível em: < Acesso em 12 jul

241 à modificação de suas políticas públicas para incentivar e conferir segurança aos investidores de waste-to-energy, cujo potencial de geração de energia elétrica poderá trazer grandes benefícios em energia renovável, como está ocorrendo na China, Europa e Estados Unidos. 15 Com vistas a dar continuidade à contextualização deste tópico, importante trazer breves apontamentos, cujo teor foi objeto de publicação no Canal Energia e no Valor Econômico. 16 A Política Nacional de Resíduos Sólidos PNRS, instituída pela Lei nº /2010, parece ter trazido avanços para a gestão integrada dos resíduos sólidos urbanos RSU, ao prever a necessidade de que tais resíduos sejam depositados somente em aterros sanitários, eliminando-se assim os lixões. No entanto, trata-se de política em desacordo com as práticas adotadas por muitos países, como ocorre na Comunidade Europeia, através da Diretiva 2008/98/CE, a qual clarificou as condições em que a incineração desses resíduos é eficiente do ponto de vista energético e em que medida pode ser considerada uma operação de valorização. 17 Todo o texto da nossa política passa longe da redução do impacto ambiental causado pela gestão equivocada dos RSU. Isto fica claro na primeira leitura da lei com seus 15 objetivos, que na verdade são apenas consequências do que poderia ser atingido caso a política estivesse correta. A política europeia, uma das mais avançadas do mundo, busca a redução do lixo depositado em aterros, fonte de grandes danos ambientais, através da reciclagem e do aproveitamento energético waste-to-energy, conhecido pela sigla WTE. Infeliz e inexplicavelmente, a nossa política define os aterros como ambientalmente adequados, sem ao menos definir normas ambientais que poderiam reduzir seus impactos, como ocorre com os aterros sanitários regulados pela Diretiva Europeia 1999/31/CE, que estabelece metas de redução de matéria orgânica, obrigatoriedade de captura do metano (poderoso gás de efeito estufa gerado nos aterros), necessidade de tratamento de todo o chorume (liquido gerado nos aterros altamente poluente), manutenção de histórico da composição dos resíduos depositados, monitoramento por 40 anos após o encerramento do aterro e diversas outras exigências que tornam o custo de aterros muito maior do que a transformação energética WTE, o que, por 15 Com as recentes entradas significativas de fontes renováveis intermitentes na matriz de geração do Brasil, classificadas como eólica, solar e biomassa, é imprescindível a presença de usinas termelétricas que possam garantir estabilidade ao sistema elétrico. 16 RIBEIRO, Sérgio Guerreiro e TISI, Yuri Schmitke Almeida Belchior. Destinação Adequada para Resíduos Sólidos Urbanos. Valor Econômico. São Paulo. 19 de dezembro de 2016; RIBEIRO, Sérgio Guerreiro e TISI, Yuri Schmitke Almeida Belchior Waste-to-Energy como destinação adequada dos Resíduos Sólidos Urbanos. Canal Energia. São Paulo. 7 de dezembro de Disponível em: < Acesso em: 25 mar Jornal Oficial da União Europeia. Directiva 2008/98/CE do Parlamento Europeu e do Conselho de 19 de Novembro de 2008, relativa aos resíduos e que revoga certas directivas. Disponível em: < Acesso em: 29 jun

242 consequência, desestimula esta política. 18 Podemos afirmar que nenhum aterro no Brasil seria licenciado na Europa. Basta ver o novo aterro do Rio de Janeiro, em Seropédica, que foi anunciado como um dos mais modernos da América Latina, e só três anos após inaugurado começou a operar com sistema de tratamento de chorume, e mesmo assim com sérios problemas e eficácia duvidosa. Outra aberração é a inexistência de exigência do sistema de captura e uso do biogás, utilizada, em geral, para a obtenção e venda dos créditos de carbono, que podem ser comercializados somente com aval do IPCC. Se não houver determinação legal, como é o caso da nossa política, que torne esta captura obrigatória, essa meta jamais será alcançada. Tudo isto, somado a enorme dificuldade dos Municípios em pagar pelo custo da operação dos aterros, mesmo em condições longe das ideais, resulta em constantes agressões ao meio ambiente. Neste caso, o Poder Executivo, sem poder pagar o acertado, faz vista grossa na fiscalização. O lixo domiciliar é composto de várias frações que, dependendo do tratamento que é dado a cada uma, é possível uma gestão adequada dos RSU. A parte mais difícil de lidar é a fração orgânica composta por restos de alimentos e resíduos provenientes de podas e jardins. Isto ocorre porque a compostagem e/ou digestão aeróbia requerem a segregação na origem, de modo que o composto produzido possa ser reaproveitado como adubo orgânico. A Diretiva Europeia exclui a utilização de composto produzido a partir de lixo misturado, permitindo sua disposição em aterros apenas do material bio-estabilizado que não irá produzir nenhum dano ambiental. Apesar de várias cidades na Europa adotarem a coleta seletiva dos orgânicos separados na origem e posterior compostagem e/ou digestão anaeróbia, com o aproveitamento energético do metano, a logística envolvida é extremamente cara, necessitando de um elevado aporte de recursos, especialmente nas grandes metrópoles. A reciclagem, que também deve ser preferencialmente feita a partir de material segregado na origem, apesar de fortemente estimulada na Europa, apresenta limitações impostas pelo mercado de reciclados, como baixo valor de venda e custos elevados para certos materiais difíceis ou impossíveis de reciclar. As exceções a estas regras são os metais, especialmente o alumínio, alguns plásticos como PET e papel/papelão não contaminados. O resultado prático do exposto acima é que, apesar do mercado de reciclados ser bastante robusto no Brasil, a maior parte dos RSU vai para aterros e/ou lixões. Este lixo pode ser dividido em três componentes principais: orgânicos (contendo aproximadamente 70% de água), materiais combustíveis (plásticos e papéis/papelão que não foram e não serão mais reciclados, tecidos, madeiras, etc..) e inertes (metais, vidros, terra, etc.). Mesmo que antes da 18 Idem. Directiva 1999/31/CD do Conselho de 26 de Abril de 1999 relativa à deposição de resíduos em aterros. Disponível em: < Acesso em: 29 jun

243 disposição em aterros se tente fazer algum tipo de tratamento, o volume de lixo indo para estes locais é gigantesco no Brasil. Portanto, a PNRS deveria ter desestimulado a disposição de lixo em aterros sanitários, através da reciclagem, quando possível, e da geração de energia como é feito em todos os países desenvolvidos, sem exceção, e outros como China e Índia. Não é possível eliminar ou reduzir significativamente os aterros sem waste-to-energy WTE, que se bem gerida pode ser viabilizada através da cobrança taxas realistas e incentivos tributários para a venda da energia gerada. Com isso, o país permanece com quase meio século de atraso quanto as políticas públicas de tratamento adequado dos RSU. Na Alemanha, bem como em outros países, apenas materiais inertes, que não geram impacto ambiental, são depositados em aterros. Desde 2005, inclusive, o envio de resíduos domésticos ou industriais sem tratamento para os aterros é proibido. Através da geração termoelétrica com incineração dos RSU, mediante filtragem de emissões de gases, é possível o aproveitamento energético, na forma de energia renovável, muito mais eficiente do que a captação de biogás de aterros sanitários, que aproveita apenas 30% do metano e o restante vai para atmosfera, contribuindo para os gases do efeito estufa. 19 A fração renovável do lixo (restos de alimentos, podas, jardins, madeira, etc.) é em torno de 60% os plásticos contribuem com cerca de 40% do carbono o grande ganho, no entanto, é a eliminação do metano que seria emitida pelos orgânicos depositados em aterros. O balanço final de carbono é bastante positivo, muito mais do que apenas pelo aspecto energético, mas sim pelo aspecto ambiental pela eliminação do metano e do chorume, além das enormes áreas utilizadas pelos aterros, cada vez mais distantes, implicando em mais emissões devido ao transporte do lixo. A presença dos plásticos não recicláveis na incineração é que viabiliza a queima dos orgânicos com geração de energia. Está em grande evidência em vários países uma nova tecnologia chamada plastic-to-fuel - PTF, geralmente por técnicas de Pirólise, que consiste em aquecimento por fonte externa de determinada fração do lixo, como por exemplo alguns plásticos e borracha de pneu. Este processo, em geral, resulta em matéria prima para a indústria petroquímica, como gás de síntese ou em combustíveis (gasolina, querosene, diesel, etc.), carbon black, este utilizado na pavimentação asfáltica e outros insumos destinados a construção civil. O Brasil ainda não possui nenhuma destas usinas em operação, mas apenas algumas unidades termoelétricas de captação de biogás de aterros, método de baixo aproveitamento energético e que não elimina os aterros. Em razão dos aterros sanitários comprovadamente 19 Ministério do Meio Ambiente. Aproveitamento Energético do Biogás de Aterro Sanitário. Disponível em: < Acesso em: 29 jun

244 serem mais poluentes, diz-se que a energia obtida pelas usinas térmicas tem impacto ambiental positivo, enquanto as outras formas de geração dessa energia têm impacto negativo no meio ambiente. 20 A geração WTE destaca-se duplamente na preservação do meio ambiente, através da geração renovável de energia e pela não disposição desses resíduos no solo, objetivando assim evitar a contaminação dos mananciais aquíferos. Nesse sentido, o principal benefício da WTE é a redução significativa de emissão de gases de efeito estufa na atmosfera notadamente com a eliminação do metano, considerado vinte e uma vezes mais danoso que o CO 2 objetivo a ser cumprido na 21ª Conferência das Nações Unidas sobre Mudança do Clima COP21, em que o Brasil é signatário das metas para conter o aquecimento global, em razão da aprovação do Congresso Nacional e sanção do Presidente da República. 21 Resíduos pós-reciclagem, que não são tratados termicamente por WTE, deveriam ao menos ser aterrados. Esta tem sido a forma primitiva de lidar com resíduos sólidos pela humanidade e é ainda hoje usada, estima-se, por 80% da população global. Há dois problemas principais associados com os aterros tradicionais: precipitação de chuva e reações bioquímicas dentro do aterro formam chorume contendo ácidos que, ao escapar para o ambiente, podem contaminar águas superficiais e subterrâneas por muitas décadas; além disso, o biogás gerado por estas reações contém até 55% de metano (CH4) e contribui em estimados 3% com o total de gases de efeito estufa (greenhouse gases ou GHG), os quais, acredita-se, resultam nas mudanças climáticas. A Nationally Determined Contributions NDC, que se refere a Contribuição Nacionalmente Determinada para o Brasil, aderente ao acordo de combate ao aquecimento global, estabelece meta de redução de 37% da emissão de gases, até 2025, podendo se estender a 43%, até 2030, tendo como parâmetro aos níveis de emissão verificados em Tais objetivos serão também alcançados através da transformação energética WTE, sendo de vital importância que as autoridades se sensibilizem e promovam políticas públicas adequadas para a gestão adequada dos RSU. Ademais, a implantação de usinas WTE no país em nada impactará o trabalho dos catadores de lixo, que serão mantidos nas fases primárias de separação do lixo para reciclagem e compostagem, e o restante será recuperado energeticamente, destinando aos aterros apenas as cinzas, de onde serão recuperados os metais ferrosos e não ferrosos, que não puderem ser 20 RIBEIRO, Sergio Guerreiro. Geração de Energia Elétrica com Resíduos Sólidos Urbanos Usinas Waste-to- Energy (WTE). WTERT Brasil Disponível em: < Acesso em: 29 jun Ministério do Meio Ambiente. Acordo de Paris. Disponível em: < Acesso em: 29 jun

245 aproveitados na fabricação de tijolos e/ou usadas como agregado na construção civil. Através da implementação de políticas públicas e regulação eficiente e responsável, a geração WTE possui o potencial de contribuir significativamente para a geração de riqueza para o país que, de outra forma, através da atual política pró-aterros do Brasil, traz desperdício de insumos energéticos e danos ambientais irreversíveis para as futuras gerações. Com base nestes apontamentos, percebe-se que a PNRS está muito aquém de uma política ambientalmente adequada para a destinação final dos RSU. IV. ALTERAÇÕES NO MARCO REGULATÓRIO POLÍTICA NACIONAL DE RESÍDUOS SÓLIDOS PNRS A Lei nº /2010 instituiu a referida Política Nacional de Resíduos Sólidos PNRS, dispondo sobre seus princípios, objetivos e instrumentos, bem como sobre as diretrizes relativas à gestão integrada e ao gerenciamento de resíduos sólidos, às responsabilidades dos geradores e do poder público e aos instrumentos econômicos aplicáveis. Estabelece o seu art. 1º, 1º que: Estão sujeitas à observância desta Lei as pessoas físicas ou jurídicas, de direito público ou privado, responsáveis, direta ou indiretamente, pela geração de resíduos sólidos e as que desenvolvam ações relacionadas à gestão integrada ou ao gerenciamento de resíduos sólidos. A questão destes resíduos também possui base nas Leis nº , de 5 de janeiro de 2007, nº 9.974, de 6 de junho de 2000, e nº 9.966, de 28 de abril de 2000, que estabelecem as normas dos órgãos do Sistema Nacional do Meio Ambiente (SISNAMA), do Sistema Nacional de Vigilância Sanitária (SNVS), do Sistema Unificado de Atenção à Sanidade Agropecuária (SUASA) e do Sistema Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial (SINMETRO). 22 A Política Nacional de Resíduos Sólidos também integra a Política Nacional do Meio Ambiente e articula-se com a Política Nacional de Educação Ambiental, regulada pela Lei nº 9.795, de 27 de abril de 1999, com a Política Federal de Saneamento Básico, regulada pela Lei nº , de 2007, e com a Lei nº , de 6 de abril de O Decreto nº 7.404/2010, que regulamenta em parte a Lei nº /2010, criou o Comitê Interministerial da Política Nacional de Resíduos Sólidos e o Comitê Orientador para implantação dos Sistemas de Logística Reversa Ibidem, art. 2º. 23 A logística reversa é um dos instrumentos para aplicação da responsabilidade compartilhado pelo ciclo de vida dos produtos, definido como instrumento de desenvolvimento econômico e social caracterizado por um conjunto de ações, procedimentos e meios destinados a viabilizar a coleta e a restituição dos resíduos sólidos ao setor 13

246 Como decorrência dos atos normativos editados, surgiu a obrigatoriedade de elaboração de Planos de Gestão Integrada de Resíduos Sólidos, os quais serão de âmbito nacional, estadual e municipal. Em suma, o Plano de Gerenciamento de Resíduos Sólidos, contemplado a partir do art. 20 da Lei nº /2010, é o documento que aponta e descreve as ações relativas ao manejo dos resíduos sólidos, observadas suas características e riscos, no âmbito dos estabelecimentos geradores de resíduos das diversas atividades, contemplando os aspectos referentes à segregação, coleta, manipulação, o acondicionamento, o transporte, armazenamento, tratamento a reciclagem e a disposição final dos resíduos sólidos. É sabido, ainda, que a elaboração dos Planos Municipais de Gestão Integrada de Resíduos Sólidos (PGIRS) é condição necessária para o Distrito Federal e os Municípios terem acesso aos recursos da União, destinados à limpeza urbana e ao manejo de resíduos sólidos. O Plano de Gerenciamento de Resíduos Sólidos deve contemplar as exigências legais previstas no art. 19 da Lei nº /2010 e no art. 50 e seguintes do Decreto nº 7.404/2010, apresentando as ações a serem desenvolvidas relativas aos resíduos sólidos, considerando a seleção de alternativas viáveis, estabelecendo ações integradas e diretrizes sob os aspectos ambientais, econômicos, financeiros, administrativos, técnicos, sociais e legais para as etapas de gestão e gerenciamento. A Lei nº /2007, que estabelece as diretrizes nacionais para o saneamento básico, conceitua em seu art. 3º, inciso I, alínea c, o seguinte: Art. 3º Para os efeitos desta Lei, considera-se: I - saneamento básico: conjunto de serviços, infra-estruturas e instalações operacionais de: [...] c) limpeza urbana e manejo de resíduos sólidos: conjunto de atividades, infra- estruturas e instalações operacionais de coleta, transporte, transbordo, tratamento e destino final do lixo doméstico e do lixo originário da varrição e limpeza de logradouros e vias públicas; Depreende-se, portanto, que o saneamento básico de limpeza urbana e de resíduos sólidos se constitui no conjunto de atividades, infraestrutura e instalações operacionais de coleta, transporte, transbordo, tratamento e destino final do lixo doméstico e do lixo originário da varrição e limpeza de logradouros e vias públicas. empresarial, para reaproveitamento, em seu ciclo ou em outros ciclos produtivos, ou outra destinação final ambientalmente adequada., devendo tais ações ocorrem na forma de responsabilidade compartilhada pelo ciclo de vida dos produtos, definida pelo "conjunto de atribuições individualizadas e encadeadas dos fabricantes, importadores, distribuidores e comerciantes, dos consumidores e dos titulares dos serviços públicos de limpeza urbana e de manejo dos resíduos sólidos, para minimizar o volume de resíduos sólidos e rejeitos gerados, bem como para reduzir os impactos causados à saúde humana e à qualidade ambiental decorrentes do ciclo de vida dos produtos, nos termos desta Lei." Art. 3º, incisos XII e XVII, da Lei nº /2010. Disponível em < Acesso em 12 jul

247 O Decreto nº /2007, que regulamento a referida lei, estabelece as diretrizes nacionais para o saneamento básico, bem como ressalva as competências das entidades reguladoras para o exercício regulatório do tema em questão, em especial sob os aspectos técnico, econômico e social. Acerca do objeto ora tratado, importa transcrever as seguintes definições previstas no art. 3º da Lei no /2010: V - coleta seletiva: coleta de resíduos sólidos previamente segregados conforme sua constituição ou composição; VI - controle social: conjunto de mecanismos e procedimentos que garantam à sociedade informações e participação nos processos de formulação, implementação e avaliação das políticas públicas relacionadas aos resíduos sólidos; VII - destinação final ambientalmente adequada: destinação de resíduos que inclui a reutilização, a reciclagem, a compostagem, a recuperação e o aproveitamento energético ou outras destinações admitidas pelos órgãos competentes do Sisnama, do SNVS e do Suasa, entre elas a disposição final, observando normas operacionais específicas de modo a evitar danos ou riscos à saúde pública e à segurança e a minimizar os impactos ambientais adversos; VIII - disposição final ambientalmente adequada: distribuição ordenada de rejeitos em aterros, observando normas operacionais específicas de modo a evitar danos ou riscos à saúde pública e à segurança e a minimizar os impactos ambientais adversos; IX - geradores de resíduos sólidos: pessoas físicas ou jurídicas, de direito público ou privado, que geram resíduos sólidos por meio de suas atividades, nelas incluído o consumo; X - gerenciamento de resíduos sólidos: conjunto de ações exercidas, direta ou indiretamente, nas etapas de coleta, transporte, transbordo, tratamento e destinação final ambientalmente adequada dos resíduos sólidos e disposição final ambientalmente adequada dos rejeitos, de acordo com plano municipal de gestão integrada de resíduos sólidos ou com plano de gerenciamento de resíduos sólidos, exigidos na forma desta Lei; XI - gestão integrada de resíduos sólidos: conjunto de ações voltadas para a busca de soluções para os resíduos sólidos, de forma a considerar as dimensões política, econômica, ambiental, cultural e social, com controle social e sob a premissa do desenvolvimento sustentável; [...] XV - rejeitos: resíduos sólidos que, depois de esgotadas todas as possibilidades de tratamento e recuperação por processos tecnológicos disponíveis e economicamente viáveis, não apresentem outra possibilidade que não a disposição final ambientalmente adequada; XVI - resíduos sólidos: material, substância, objeto ou bem descartado resultante de atividades humanas em sociedade, a cuja destinação final se procede, se propõe proceder ou se está obrigado a proceder, nos estados sólido ou semissólido, bem como gases contidos em recipientes e líquidos cujas particularidades tornem inviável o seu lançamento na rede pública de esgotos ou em corpos d água, ou exijam para isso soluções técnica ou economicamente inviáveis em face da melhor tecnologia disponível; [...] XIX - serviço público de limpeza urbana e de manejo de resíduos sólidos: conjunto de atividades previstas no art. 7º da Lei nº , de [Negrito]. 15

248 Dentre os princípios da referia lei, previstos em seu art. 6º, destacam-se os seguintes: III - a visão sistêmica, na gestão dos resíduos sólidos, que considere as variáveis ambiental, social, cultural, econômica, tecnológica e de saúde pública; IV - o desenvolvimento sustentável; V - a ecoeficiência, mediante a compatibilização entre o fornecimento, a preços competitivos, de bens e serviços qualificados que satisfaçam as necessidades humanas e tragam qualidade de vida e a redução do impacto ambiental e do consumo de recursos naturais a um nível, no mínimo, equivalente à capacidade de sustentação estimada do planeta; [...] Acerca dos objetivos para o presente estudo, a referida lei assim dispõe em art. 7º: I - proteção da saúde pública e da qualidade ambiental; II - não geração, redução, reutilização, reciclagem e tratamento dos resíduos sólidos, bem como disposição final ambientalmente adequada dos rejeitos; [...] VIII - articulação entre as diferentes esferas do poder público, e destas com o setor empresarial, com vistas à cooperação técnica e financeira para a gestão integrada de resíduos sólidos; [...] X - regularidade, continuidade, funcionalidade e universalização da prestação dos serviços públicos de limpeza urbana e de manejo de resíduos sólidos, com adoção de mecanismos gerenciais e econômicos que assegurem a recuperação dos custos dos serviços prestados, como forma de garantir sua sustentabilidade operacional e financeira, observada a Lei no , de 2007; [...] XIV - incentivo ao desenvolvimento de sistemas de gestão ambiental e empresarial voltados para a melhoria dos processos produtivos e ao reaproveitamento dos resíduos sólidos, incluídos a recuperação e o aproveitamento energético; [Negrito]. Dentre os objetivos traçados, destaca-se a necessidade do aproveitamento energético dos resíduos urbanos, considerada como destinação final ambientalmente adequada e objetivo a ser incentivado quanto a desenvolvimento de sistemas de gestão ambiental e empresarial, inclusive mediante articulação com o setor empresarial, com vistas à cooperação técnica e financeira para a gestão integrada de resíduos sólidos, na forma do que disciplina os arts. 3º, inciso VII, e 7º, incisos VII e XIV, ambos da Lei nº /2010. A definição de um novo marco regulatório, portanto, exige trabalho conjunto de todos os atores institucionais e da sociedade civil organizada 24, através da instauração de consultas públicas e audiência pública prévia, para que, em conformidade com as diretrizes internacionais e estudos científicos comprovadamente eficazes sobre a temática, possam elaborar uma proposta a ser encaminhada ao Congresso Nacional para deliberação legislativa. 24 Casa Civil; Ministério do Meio Ambiente (MMA); Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA); Ministério de Minas e Energia (MME); Empresa de Pesquisa Energética (EPE); Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL); Agência Nacional de Águas (ANA); Ministério Público Federal (MPF); Ordem dos Advogados do Brasil (OAB); Tribunal de Contas da União (TCU); Conferência Nacional da Indústria (CNI); e Organizações não-governamentais (ONGs). 16

249 Parte-se do princípio de que, em face das competências de preservação do meio ambiente e do combate à poluição serem da União (art. 23 da Constituição Federal de 1988), deve haver legislação federal acerca das normas gerais e abstratas a serem seguidas pelos Estados e Municípios. A plena regulamentação da Lei nº /2010, através de Decreto Presidencial, até hoje não foi efetuada. Recentemente, o Ministério do Meio Ambiente contratou consultoria internacional para apresentar estudos técnicos, cujas conclusões irão subsidiar a elaboração de uma nova e mais completa regulamentação da PNRS. Neste ínterim, sugere-se as seguintes regulamentações à PNRS: a) regulamentação pormenorizada quanto às sugestões propostas de alteração da Lei nº /2010; b) medidas de desincentivo com base em incremento tarifário para os municípios que continuarem adotando a utilização de aterros sanitários, objetivando assim a eliminação dos aterros nos municípios com maior densidade populacional; c) aumento da taxa de limpeza pública para viabilizar a coleta e eliminação do lixo com recuperação energética; d) regulamentar tipos de lixo que devem ser reduzidos em aterros (orgânicos não tratados) e reconhecer os limites da reciclagem e compostagem a custo razoável; e) eliminação imediata de lixões e instituição de elevadas multas por descumprimento; f) diretrizes para que as agências reguladoras estaduais regulem e fiscalizem o cumprimento de todas as normas da PNRS; 4.3 Desoneração tributária e de encargos setoriais como medida de incentivo Uma política de desoneração tributária e de encargos setoriais específica e bem detalhada é necessária para viabilizar financeiramente a implementação de usinas WTE no país, especialmente quanto à comercialização da energia gerada, seja através de leilões para comercialização no Ambiente de Comercialização Regulado ACR ou no Ambiente de Comercialização Livre ACL. O art. 26, 1º, incisos I e II, da Lei nº 9.427/1996, com a redação alterada pela Lei nº / , atento a estas questões, traz a obrigação da ANEEL em estipular redução não 25 1 o Para o aproveitamento referido no inciso I do caput deste artigo, para os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a kw (cinco mil quilowatts) e para aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e cogeração qualificada, conforme regulamentação da Aneel, incluindo proveniente de resíduos sólidos urbanos e rurais, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a kw (trinta mil quilowatts), a Aneel estipulará percentual de redução não inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia: (Redação dada pela Lei nº , de 2016) 17

250 inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e distribuição, para os empreendimentos de geração proveniente de resíduos sólidos urbanos e rurais, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a kw, incidindo na produção e no consumo da energia (i) comercializada ou (ii) destinada à autoprodução (autoconsumo). Contudo, referido limite para usinas de recuperação energética waste-to-energy inviabilizam ainda mais a sua implementação, porquanto se faz necessário que tal limite seja majorado para até 100 MW de potência instalada, de modo que se possam haver ganhos de escala com unidades maiores neste tipo de geração de energia elétrica, que além de contribuir para o fornecimento de energia elétrica aos consumidores, traz um impacto ambiental positivo que justifica plenamente o benefício que ora se requer. O único imposto que incide sobre a comercialização de energia elétrica no país é o Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços de Transporte Interestadual ou Intermunicipal ICMS, conforme definido no art. 155, 3º, da Constituição Federal de Contudo, no regime de autoprodução de energia elétrica não há incidência de ICMS na geração, pois, neste caso, não ocorre transferência de titularidade entre a geração e o consumo da energia elétrica. Ademais, mostra-se relevante a instituição, ainda que temporária, de desoneração fiscal de ICMS, PIS/PASEP e COFINS, bem como sobre encargos setoriais, com a CDE, objetivando incentivar a implementação desta modalidade de geração de energia elétrica tão essencial para os grandes centros urbanos, cujo objetivo primordial, conforme pontuado, resulta no aproveitamento energético com a eliminação de até 95% do RSU, que, de outra forma, iria acarretar graves danos ambientais, tais como: (i) contaminação dos mananciais aquíferos com chorume; (ii) emissão de metano na atmosfera; (iii) uso de enorme áreas junto as grandes cidades; (iv) necessidade de um novo aterro a cada 20 ou 30 anos. V. PROPOSTA DE REDAÇÃO Propõe-se a alteração da Lei nº /2010 (PNRS), nos seguintes termos: Art. 9 o Na gestão e gerenciamento de resíduos sólidos, deve ser observada a seguinte ordem de prioridade: não geração, redução, reutilização, reciclagem, I comercializada pelos aproveitamentos; e (Incluído pela Lei nº , de 2015) II destinada à autoprodução, desde que proveniente de empreendimentos que entrarem em operação comercial a partir de 1 o de janeiro de (Incluído pela Lei nº , de 2015) 26 3º À exceção dos impostos de que tratam o inciso II do caput deste artigo e o art. 153, I e II, nenhum outro imposto poderá incidir sobre operações relativas a energia elétrica, serviços de telecomunicações, derivados de petróleo, combustíveis e minerais do País. (Redação dada pela Emenda Constitucional nº 33, de 2001) 18

251 recuperação energética e química dos resíduos sólidos e disposição final ambientalmente adequada dos rejeitos. 1 o Os resíduos sólidos deverão ser prioritariamente destinados à recuperação energética ou química, mediante compensação por taxa municipal pela eliminação total ou parcial dos resíduos urbanos, conforme regulamento municipal a ser editado, desde que tenha sido comprovada sua viabilidade técnica e ambiental, e com a implantação de programa de monitoramento de emissão de gases tóxicos aprovado pelo órgão ambiental, se for o caso. 2º Os municípios e prestadores de serviço público delegado deverão instalar captadores de biogás e biometano nos aterros sanitários, sob pena de incorrer em multas e penalidades, conforme regulamento a ser editado. 3 o A Política Nacional de Resíduos Sólidos e as Políticas de Resíduos Sólidos dos Estados, do Distrito Federal e dos Municípios serão compatíveis com o disposto neste artigo e com as demais diretrizes estabelecidas nesta Lei. Propõe-se a alteração da Lei nº 9.074/95, nos seguintes termos: Art. 7 o São objeto de autorização: [...] III a implantação de usinas termoelétricas de recuperação energética de resíduos sólidos de potência instalada superior a kw (cinco mil quilowatts) e igual ou inferior a (cem mil quilowatts) de potência instalada. Propõe-se a inclusão do Art. XX na proposta de Medida Provisória: Art. XX As usinas termoelétricas de recuperação energética de resíduos sólidos serão isentas de tributos federais e encargos legais incidentes nas operações de comercialização de energia elétrica de que tratam a Lei nº /2004, conforme regulamento a ser editado. VI. CONCLUSÕES Através de ampla motivação, tanto econômica quanto ambiental, foi possível constatar a necessidade de implantação de usinas WTE nos grandes centros urbanos, especialmente quanto ao impacto ambiental positivo decorrente da eliminação do lixo orgânico, assim impedindo que 19

252 o chorume possa contaminar o meio ambiente, assim como na eliminação de emissão de metano na atmosfera, contribuindo assim para a redução dos gases de efeito estuda na atmosfera e, consequentemente, para as metas de contenção do aquecimento global. Entretanto, urge a necessidade de aperfeiçoamento do marco legal e regulatório para garantir a destinação adequada do RSU, com ampla participação conjunta de agentes institucionais e da sociedade civil organizada, objetivando, desta forma, promover alterações normativas e desoneração financeira de tributos e de encargos setoriais na comercialização da energia gerada, com vistas a incentivar e viabilizar financeiramente WTE no país. VII. DOCUMENTOS ANEXOS Instrui a presente contribuição Informe Técnico que comprova a viabilidade técnica e econômica de aproveitamento energético dos resíduos sólidos urbanos de WTE, com patente registrada por uma das maiores autoridades do país sobre o assunto. Nestes termos, requer-se o recebimento das informações e propostas ora apresentadas, nos colocamos à inteira disposição para prestar esclarecimentos adicionais e renovamos votos de grande estima e consideração. Brasília/DF, 17 de agosto de

253 VIII. BIBLIOGRAFIA ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica. Resolução Normativa n º 228 de 25 de julho de Estabelece os requisitos para a certificação de centrais geradoras termelétricas na modalidade de geração distribuída, para fins de comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada ACR, na forma do artigo 14, inciso II, do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de Disponível em: < 228> Acesso em: 27 jun ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica. Resolução Normativa nº 271, de 3 de julho de Altera a redação dos arts. 1º e 3º da Resolução Normativa nº 77, de 18 de agosto de Disponível em: < Acesso em: 27 jun ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica. Resolução Normativa nº 390, de 15 de dezembro de Estabelece os requisitos necessários à outorga de autorização para exploração e alteração da capacidade instalada de usinas termelétricas e de outras fontes alternativas de energia, os procedimentos para registro de centrais geradoras com capacidade instalada reduzida e dá outras providências. Disponível em: < Acesso em: 05 jul BRASIL. Constituição (1988). c. Disponível em: < Acesso em: 27 jun BRASIL. Decreto nº 2.003, de 10 de setembro de Regulamenta a produção de energia elétrica por Produtor Independente e por Autoprodutor e dá outras providências. Disponível em: < Acesso em: 06 jul BRASIL. Decreto nº 5.163, de 30 de julho de Regulamenta a comercialização de energia elétrica, o processo de outorga de concessões e de autorizações de geração de energia elétrica, e dá outras providências. Disponível em: < Acesso em: 27 jun BRASIL. Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de Dispõe sobre o regime de concessão e permissão da prestação de serviços públicos previsto no art. 175 da Constituição Federal, e dá outras providências. Disponível em: < Acesso em: 27 jun BRASIL. Lei nº , de 5 de janeiro de Estabelece diretrizes nacionais para o saneamento básico. Disponível em: < Acesso em: 27 jun BRASIL. Lei nº , de 15 de junho de Cria o Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infra-Estrutura REIDI; reduz para 24 meses o prazo mínio para utilização dos créditos da Contribuição para o PIS/Pasep e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social CONFINS decorrentes da aquisição de edificações; dentre outras providências. Disponível em: < Acesso em: 27 jun BRASIL. Lei nº , de 2 de agosto de Institui a Política Nacional de Resíduos Sólidos. Disponível em: < Acesso em: 27 jun B&W Volund. How waste-to-energy works. Disponível em: Acesso em: 12 jul

254 CARVALHO FILHO, José dos Santos. Manual de Direito Administrativo. 19a ed. Rio de Janeiro: Lumen Juris, p / Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento. Capítulo 6. Proteção e promoção das condições da saúde humana. Disponível em: < Acesso em: 27 jun Disponível em: < bilhoes- de-toneladas-por-ano/como-alguns-paises-tratam-seus-residuos> Official Journal of the European Union. Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC. Disponível em: < > ( ). Acesso em: 12 jul EUROSTAT ENVIRONMENTAL DATA CENTRE ON WASTE. (2011) Statistics in Focus n. 31/2011. Disponível em: < ITY_OFFPUB/KS-SF /EN/KS-SF EN.PDF>. Acesso em: 26 mar Jornal Oficial da União Europeia. Directiva 2008/98/CE do Parlamento Europeu e do Conselho de 19 de Novembro de 2008, relativa aos resíduos e que revoga certas directivas. Disponível em: < Acesso em: 29 jun Directiva 1999/31/CD do Conselho de 26 de Abril de 1999 relativa à deposição de resíduos em aterros. Disponível em: < Acesso em: 29 jun Ministério do Meio Ambiente. Acordo de Paris. Disponível em: < Acesso em: 29 jun Aproveitamento Energético do Biogás de Aterro Sanitário. Disponível em: < Acesso em: 29 jun Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento PNUD e Ministério do Meio Ambiente MMA. Estudo sobre o Potencial de Geração de Energia a partir de Resíduos de Saneamento (lixo, esgoto), visando incrementar o uso de biogás como fonte alternativa de energia renovável. Produto 6 Resumo Executivo. São Paulo SP, Disponível em: < Acesso em 25 mar RIBEIRO, Sergio Guerreiro. Geração de Energia Elétrica com Resíduos Sólidos Urbanos Usinas Waste-to-Energy (WTE). WTERT Brasil Disponível em: < 22

255 Acesso em: 29 jun RIBEIRO, Sérgio Guerreiro e TISI, Yuri Schmitke Almeida Belchior. Waste-to-Energy como destinação adequada dos Resíduos Sólidos Urbanos. Canal Energia. São Paulo. 7 de dezembro de Disponível em: < >. Acesso em 25 mar Destinação Adequada para Resíduos Sólidos Urbanos. Valor Econômico. São Paulo. 19 de dezembro de ROSENTHAL, Elisabeth. Europe Finds Clean Energy in Trash, but U.S. Lags. The New York Times. 12 de abril de WtERT Waste-to-Energy Research and Technology Council Brasil. Conselho de Pesquisa em Tecnologia de Geração de Energia a partir de Resíduos CONGENERES. Disponível em: < > Acesso em: 12 jul WtERT Waste-to-Energy Research and Technology Council. Waste incineration A potential danger? Bidding farewell to dioxin spouting. Federal Ministry for Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety, Setembro de Disponível em: < Acesso em: 12 jul WtERT Waste-to-Energy Research and Technology Council. Energy Recovery. Disponível em: < Acesso em: 12 jul

256 XXIV SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA AB/XXX/YY 22 a 25 de outubro de 2017 Curitiba - PR GRUPO 2 GRUPO DE ESTUDO DE PRODUÇÃO TÉRMICA E FONTES NÃO CONVENCIONAIS GPT PROJETO DE PLANTA DE WASTE-TO-ENERGY NO BRASIL COM ALTA EFICIÊNCIA MEDIANTE CONSUMO DE PEQUENA QUANTIDADE DE GÁS NATURAL OU BIOGÁS. SERGIO VIEIRA GUERREIRO RIBEIRO (*) WTERT- Brasil YURI SCHMITKE ALMEIDA BELCHIOR TISI GIRARDI & ADVOGADOS ASSOCIADOS RESUMO Usinas que geram energia elétrica a partir da queima de Resíduos Sólidos Urbanos (RSU), conhecidas como WTE (Waste-to-Energy), são utilizadas na maioria dos países desenvolvidos, tendo como finalidade propiciar o aproveitamento energético e eliminar os aterros e seus impactos insustentáveis e devastadores ao meio ambiente. Com o objetivo de viabilizar a implementação de usinas WTE no Brasil, apresentam-se propostas para incremento da geração de energia com utilização de usina híbrida com Ciclo Combinado Otimizado (CCO), criação de um novo marco regulatório e uma política de desoneração fiscal e de encargos incidentes sobre a comercialização da energia. PALAVRAS-CHAVE Usinas Waste-to-Energy, Alta-eficiência, Ciclo Combinado Otimizado, Ciclos Híbridos, Gás Natural, Biogás, RSU INTRODUÇÃO Usinas que geram energia a partir da queima de Resíduos Sólidos Urbanos (RSU), conhecidas pela sigla inglesa WTE (Waste-to-Energy), são usadas na maioria dos países desenvolvidos, tendo como finalidade principal propiciar o aproveitamento energético, que de outra forma seria desperdiçado, bem como eliminar os aterros e seus impactos insustentáveis e devastadores ao meio ambiente, tais como: (i) contaminação dos mananciais aquíferos com chorume; (ii) emissão de metano na atmosfera; (iii) uso de enormes áreas junto as grandes cidades; (iv) necessidade de um novo aterro há cada 20 ou 30 anos. Em países mais avançados como Alemanha, Suécia, Suíça, Holanda, França, alguns Estados nos EUA, Japão e outros, embora tenham atingido elevadas taxas de reciclagem, ainda resta grande volume de RSU pós-reciclagem que precisa de um método de destinação final seguro, e ambientalmente superior aos aterros, sendo que usinas WTE já se tornaram tradição e mesmo uma obrigação legal para certos tipos de RSU, como estabelece a Diretiva Europeia 2008/98/CE, e suas derivadas, como mostra a Figura 1. A energia elétrica gerada por usinas WTE, quando vendida pelos preços normais, ou mesmo com incentivos existentes em países desenvolvidos, não é suficiente para cobrir os custos de CAPEX e OPEX, muito maiores do que outras termelétricas. Sempre há um custo a ser coberto pela comunidade na forma de uma taxa de lixo (tipping fee). A viabilidade econômica de usinas WTE no Brasil é pequena devido ao valor reduzido que as prefeituras cobram para o tratamento dos RSU, uma fração do que se paga em países avançados, mesmo que se considere a venda da energia elétrica nestes custos, pois sua eficiência elétrica é baixa, em torno de 22% para usinas WTE convencionais (2,8,9). (*) Av. Lucio Costa 4.000, apto. 103, Bloco 5, CEP Rio de Janeiro, RJ, Brasil Tel: (+55 21) Cel.: (+55 21) sergiog@wtert.com.br

257 2 O objetivo deste trabalho é apresentar uma maneira de melhorar a viabilidade das usinas WTE no Brasil, através do aumento da geração de energia elétrica, com maior eficiência e sem elevação significativa de CAPEX, sem onerar as prefeituras e, se necessário, introduzir alguns incentivos sobre a venda desta energia que, como veremos, reduzem o grande impacto ambiental causado por aterros sanitários. Uma maneira de atingir este objetivo é através do conceito de usinas híbridas tipo Ciclo Combinado Otimizado (CCO), patenteado pelo primeiro autor, patente PI concedida em 2014 pelo INPI. O CCO está de acordo com o Adendo R1 de 2011, das Diretivas Européias mostrado na Figura 1, que estabelece uma eficiência mínima para usinas WTE. FIGURA 1 Estrutura Legal da União Europeia sobre RSU (17) O principal obstáculo para a implantação de usinas WTE no Brasil é que o seu custo inicial é maior do que os de aterros sanitários, embora, a longo prazo, se os custos reais dos aterros forem computados, o quadro se inverta. No entanto, como o custo da disposição final deve ser arcado pelos Municípios, em geral com escassos recursos financeiros, a solução dos aterros se tornou a principal maneira de descarte final dos RSU, erroneamente estimulada pela Lei nº /2010, conhecida como Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS), que ignora todos os estudos científicos que originaram a Diretiva Europeia 1999/31/CE. A PNRS não atende ao conceito de destinação adequada dos RSU, cuja motivação encontra-se inquinada por influência dos grandes operadores de aterros sanitários, que sequer atendem os padrões mínimos de segurança ambiental. O lobby contra usinas WTE é frequentemente baseado em inverdades e sofismas clássicos, como a afirmação que WTE acabaria com a reciclagem, o que certamente não faz sentido, pois só se incinera os RSU pós-reciclagem e que iriam para os aterros sanitários, onde até mesmo no Brasil não poderia haver a presença dos catadores. Em suma, usinas WTE são alternativas aos aterros e não ao processo de reciclagem. Nada impede que se recicle mais no brasil, mesmo sem usinas WTE em operação. Devido a devastação ambiental causada por milhares de aterros de péssima qualidade, construídos no passado, a China se tornou o país número um do mundo em quantidade de lixo incinerado, tendo construído cerca de 200 usinas nos últimos 10 anos, com excelentes tecnologias de incineração desenvolvidas para as suas necessidades, decorrentes do baixo poder calorífico do seu lixo. Este aspecto torna as soluções chinesas mais próximas do Brasil do que as soluções europeias, cujo poder calorífico é maior, devido ao menor teor de orgânicos (maiores responsáveis pelas emissões de metano e chorume pelos aterros). Atualmente, pode-se afirmar que o lixo brasileiro, pelo menos nas grandes cidades, já apresenta um aumento no seu conteudo energético que se aproxima mais do lixo europeu. Entretanto, o baixo poder calorífico não traz nenhum problema para o projeto das modernas usinas de incineração, que utilizam queima em grelha móvel do tipo queima em massa (mass-burning), ao introduzir o lixo na caldeira diretamente do caminhão de coleta, isto é, sem nenhum pré-tratamento. Para melhorar a eficiência energética, diversas usinas termelétricas WTE utilizam ciclos termodinâmicos híbridos(3,9,10,11), isto é, com a queima de mais de um tipo de combustível além do RSU, utilizando, por exemplo, o gás natural. Nestas usinas, o calor dos gases de exaustão de turbinas ou motores a gás natural, ou similares, é aproveitado para elevar a eficiência de um ciclo Rankine de vapor produzido em uma caldeira queimando biomassa ou RSU (1,2,4,5). Uma das maiores deste tipo é a de Zabalgarbi (6), localizada em Bilbao, na Espanha, mostrada na Figura 2 (3), onde os gases limpos provenientes do escape de uma turbina a gás natural GE modelo LM 6000, de elevada eficiência, são aproveitados para superaquecer e reaquecer o vapor gerado pela queima de RSU em uma caldeira de alta pressão e baixo superaquecimento. Este esquema traz inúmeras vantagens, como (i) eliminar a corrosão no superaquecedor da caldeira, que ocorre em alta temperatura, acima dos 420 o C, causada pelo elevado teor de cloro nos RSU, assim como (ii) aumentar a eficiência global da usina definida pela relação entre a

258 3 energia elétrica líquida e a energia térmica presente nos combustíveis queimados (RSU e gás natural). O problema que em geral ocorre neste tipo de usina é que a quantidade de energia térmica proveniente do gás natural é muito grande, frequentemente, maior do que a parcela contida nos RSU e cujo impacto positivo de sua eliminação nos aterros é parcialmente cancelada pela queima de grande volume de gás natural. Outro fator importante é que usinas a gás natural, embora utilizem combustível muito mais limpo do que o óleo diesel ou carvão mineral, só são despachadas no Brasil quando os reservatórios estão com o nível baixo, sendo desligadas no caso oposto. Como usinas WTE operam continuamente o ano todo, não é viável o uso de usinas híbridas queimando grandes volumes de gás natural em países com geração hidrotérmica como o Brasil. FIGURA 2 Usina WTE de Zabalgarbi em Bilbao, Espanha (3) O CCO reduz a parcela de gás natural para menos de 25%, sendo possível atingir valores menores do que 8%, como veremos, tornando a queima contínua de gás viável pelo ganho global de eficiência que incide sobre a totalidade do combustível queimado. A energia total exportada pela usina pode chegar ao dobro de uma usina WTE convencional. Neste caso, como veremos, a receita com a venda da energia assume importância significativa, podendo reduzir a taxas de lixo e, somados aos incentivos adequados, principalmente com a redução de impostos, elevar as taxas de retorno dos investidores em usinas WTE. A presente pesquisa também tem como escopo apresentar propostas para um novo marco regulatório e uma política de incentivos fiscais e desoneração de encargos na comercialização da energia produzida. No caso em que haja redução de impostos incidentes sobre a energia gerada pelas usinas WTE, não haveria nenhum impacto para o contribuinte e os ganhos ambientais decorrentes certamente compensariam a renúncia fiscal proposta, em especial quanto ao PIS/COFINS, PASEP e ICMS CICLO COMBINADO OTIMIZADO - CCO O processo CCO, ilustrado na Figura 3, combina uma pequena turbina a gás natural, neste caso, uma Siemens SGT-100 de 5,4 MWe, com uma caldeira queimando grande volume, 71 MWt de RSU. A pressão da caldeira deve ser aumentada, dos usuais 40 bar das usinas WTE convencionais, para valores próximos a 90 bar ou mais, como em Bilbao, mas, para evitar a corrosão na caldeira, o superaquecimento não deve ultrapassar 420 o C. O superaquecimento, compatível com a pressão mais elevada, é feito externamente a caldeira, com a exaustão da turbina a gás (GT). No entando, a exaustão da pequena turbina (TG) não contem a energia necessária para superaquecer o vapor próximo dos 500 o C. Para resolver este problema, pode-se aumentar artificialmente a vazão de exaustão da máquina térmica com ar puro pré-aquecido, e usar a queima de gás suplementar no queimador de duto (DB) para ajustar a temperatura de superaquecimento do vapor, como mostra a Figura 3. O préaquecimento do ar, a 420 o C, no (APH), é feito com gases ainda quentes na saída do superaquecedor externo (SH), neste caso, a 445 o C, e tem por finalidade reduzir o consumo de gás no queimador. Para elevar ainda mais a eficiência do ciclo de vapor, foi introduzido um economizador de condensação resistente a corrosão para préaquecer o ar de combustão da caldeira, que reduz a temperatura dos gases na chaminé próximo dos 70 o C, elevando a eficiência da caldeira. Depois do pré-aquecedor de ar (APH), os gases ainda possuem elevado teor de O 2, em alguns casos, acima de 15%, e podem ser usados como parte do ar de combustão da caldeira de RSU. Este aproveitamento apresenta diversas vantagens: (i) menor potencia dos ventiladores do ar de combustão, (ii) redução do NOx na caldeira e (iii) uso do sistema de lavagem de gases da caldeira para tratar os gases da turbina a gás. Este conceito reduz drasticamente a parcela de gás natural (5). Na configuração da Figura 3, cerca de 77% ou mais da energia elétrica gerada vem do lixo e a pequena parcela de gás natural pode ser substituida total ou parcialmente por biogás de aterros ou de digestores anaeróbios, pois, em geral, estes só estão disponíveis em

259 4 quantidades limitadas. A eficiência do combustível RSU pode alcançar valores superiores a 31%, e a do gás, próximos a 50% superior aos ciclos combinados, queimando a mesma quantidade reduzida de gás natural puro. FIGURA 3 Esquema OCC com Pequena Turbina a Gás (12) Esta configuração apresenta uma vantagem adicional de permitir a partida da usina sem energia externa, o que, na fase de teste de inicio da operação, evita grandes demandas por curtos períodos DESCRIÇÃO GERAL DO PROCESSO Existem várias outras configurações semelhantes baseadas no mesmo conceito, isto é, eficiência elevada e baixo consumo de gás natural. A Figura 4 ilustra o caso do CCO usando um motor a gás natural. Neste caso, os gases de exaustão têm temperatura de 390 o C, muito menor do que da turbina a gás, assim como menor teor de O 2, em torno de 9%, e podem ser melhor aproveitados diretamente como ar de combustão parcial da caldeira, uma vez que representam pequena parcela do ar total. O superaquecimento externo é feito apenas com o queimador de duto (DB), de modo similar ao caso anterior. FIGURA 4 Esquema OCC com Motor a Gás (12) Como a eficiência em ciclo aberto do motor, aproximadamente 42%, é maior do que a da turbina, cerca de 30%, a eficiência total do gás natural é praticamente a mesma, porquanto a maior energia térmica perdida nos gases da turbina é recuperada no ciclo de vapor. No entanto, o consumo total de gás é muito menor com motor do que com a turbina, fazendo com que a melhor solução econômica dependa do custo do gás e do preço de venda da energia elétrica, como será mostrado na seção de viabilidade econômica. Finalmente, considera-se o caso sem máquina de combustão interna (MCI), conforme mostrado na Figura 5. Neste processo, a eficiência do gás natural é menor, a mesma do ciclo Rankine de 31,5%, porém, o consumo de gás tambem é muito menor, cerca de 7,45%, o que torna esta configuração a melhor para preços mais elevados do gás

260 5 natural, conforme será demonstrado adiante. Este processo é similar ao que é usado em sistemas de Redução Catalítica Seletiva de NOx (SCR) (7) na limpeza dos gases de combustão de caldeiras. FIGURA 5 Esquema OCC sem Máquina de Combustão Interna (MCI) (12) As três configurações apresentam em comum o queimador de duto (DB), o superaquecedor externo e o préaquecedor de ar de condensação. Todas apresentam baixo consumo de gás natural e elevada eficiência. Korobitsyn (4) define a eficiência da parcela de gás natural (F GN), h CC, como a eficiência de uma usina fictícia operando em ciclo combinado, queimando gás puro, consumindo a mesma quantidade de gás natural da usina híbrida. Esta eficiência é considerada em 52%, que é um valor compatível com grandes usinas, mas muito alta para o pequeno consumo envolvido nos casos acima no CCO. Por esta definição, a eficiência da fração de RSU é: h RSU = P TOTAL F GN.h CC (1) F RSU Para corrigir o valor pouco realista, da eficiência padrão de 52% para o gás natural, vamos adotar um procedimento que estime a eficiência real do gás. Para isto devemos somar o calor rejeitado pela MCI a energia térmica dos RSU, mais o gás consumido no queimador, como o calor total fornecido ao ciclo Rankine. Portanto as eficiências da fração dos RSU (F RSU) e da fração do gás natural (F GN) em relação ao PCI (poder calorífico inferior) são respectivamente: h RSU = W TV (2) F RSU + F TGN (1- h TG ) + F GNQ onde, h GN = W TG + (F GN - W TG ).h RSU (3) F GN P TOTAL = potência elétrica total produzida pela usina, MWe W TV = potência elétrica total produzida pela turbina a vapor, MWe W TG = potência elétrica total produzida pela turbina a gas, MWe F RSU = potência térmica dos RSU, MWt F TGN = potência térmica do gás natural consumido pela turbina a gás, MWt F NGB = potência térmica do gás natural consumido no queimador, MWt F NG = (F TGN + F NGB) = potência térmica total do gás natural, MWt = eficiência da turbina a gás em ciclo aberto h TG RESULTADOS Na Figura 6, comparou-se a taxa interna de retorno (TIR) sobre a parcela do investidor (equity) de 30% do CAPEX total, para as três configurações consideradas versus o custo do gás natural, considerando dois preços de venda da energia elétrica, EUR 60 e EUR 70 o MWhe, e o custo do gás natural, variando de EUR 10 a EUR 40 o MWht. A título de comparação, foi incluído o caso de uma usina WTE convencional, sem gás natural, com ciclo Rankine 40 bar / 400 o C, cuja eficiência líquida é de 22%. Os valores da TIR para o caso convencional são 7,75% e 13,2%, respectivamente, para os dois valores da energia elétrica vendida e uma taxa de lixo em torno de EUR 35/ton. Na

261 6 análise financeira utilizou-se o sistema de lucro real com CAPEX, variando de EUR 90 milhões para o caso convencional, e a EUR 103 milhões para a configuração com turbina a gás. No Brasil, preço do gás natural para geração elétrica é de aproximadamente EUR 25/MWht (USD 10/MMbtu), enquanto nos EUA este preço cai para EUR 10/MWht (USD 4/MMbtu). Para a eletricidade vendida a EUR 70/MWhe, o caso com TG é melhor para preços do GN entre EUR 10 e EUR 27, sem apresentar vantagem sobre a solução convencional quando o preço do GN é superior a EUR 32. Para motor a gás, este valor sobe para EUR 35, e para o queimador puro, sem MCI, é sempre melhor a solução do GN, independente do preço do GN. FIGURA 6 Cálculo da TIR para os três casos discutidos: Turbina a Gás, Motor e Queimador Para a eletricidade vendida a EUR 60/MWhe, o caso com TG é melhor para preços do GN entre EUR 10 e EUR 22, sem apresentar vantagem sobre a solução convencional, quando o preço do GN é superior a EUR 27. Para motor a gás, este valor sobe para EUR 30, e para o queimador puro, sem MCI, é sempre melhor a solução do GN, independente do preço do GN. O caso do motor a gás se situa sempre entre o caso com turbina e com queimador, sendo que, no caso da turbina a gás, apresenta forte dependência em relação ao preço do GN. Esta dependência é graficamente ilustrada na Figura 6, pela aguda inclinação negativa da reta correspondente ao caso com TG. Para o caso sem GN, a inclinação é zero, pois não há dependência em relação ao GN. Para o Brasil, a escolha parece limitada aos casos com motor e com queimador, que sugere que o projeto contemple o motor e o queimador, sendo que o motor pode ser desligado caso o preço do gás aumente muito, já que o superaquecimento é feito apenas pelo queimador. A operação sem motor implica que o pré-aquecimento do ar de combustão, essencial para a queima de lixo úmido, seja feito com extração da turbina a vapor, que é a maneira usual nas usinas convencionais NOVO MARCO REGULATÓRIO PARA MELHORAR VIABILIDADE ECONÔMICA DAS USINAS WTE Conforme apontam dados do Statistical Office of the European Union Eurostat (13), desde 2008 a geração per capita de RSU na Europa encontra-se em processo de redução, o que se explica, em parte, pela conscientização da população sobre o tema. Em 2012, foi registrado que 27% dos resíduos eram encaminhados para reciclagem, 15% para compostagem, 24% para incineração e 34% destinados para aterros sanitários. Entre 1995 a 2012, houve uma redução de 42% em peso de RSU destinado para aterros sanitários, e, por outro lado, aumento de 80% da quantidade de resíduos destinados à incineração WTE. Tais estatísticas são fruto das Diretivas Europeias, mostradas na Figura 1, e encabeçadas pela Diretiva 2008/98/CE análoga a nossa PNRS que trouxeram importantes contribuições para que haja uma destinação adequada dos RSU. A Diretiva 1999/31/CE prevê metas progressivas para redução da disposição de matéria orgânica biodegradável diretamente em aterros sanitários, que deve ser, no máximo, 35% da quantidade total dos

262 7 resíduos biodegradáveis produzidos, no ano de 1995, até julho de Prevê ainda que deve ser efetuado monitoramento durante toda a operação de um aterro, pelo período de pelo menos 30 anos após o encerramento da deposição de RSU, ou enquanto as autoridades considerarem que o aterro pode apresentar perigo para o meio ambiente, cujos custos são de responsabilidade do proprietário do aterro. A utilização de usinas WTE tem sido a melhor solução encontrada para garantir uma destinação adequada do lixo pós-reciclagem, pois a utilização de aterros sanitários traz riscos de severa contaminação do meio ambiente durante décadas. Ainda que o chorume seja tratado adequadamente, parcela deste ainda poderá conter elementos tóxicos que irão escoar para os rios ou até mananciais hídricos, causando dano ambiental e contaminação da água potável disponível no planeta. Notadamente, usinas WTE são a única forma de geração de energia cujo impacto ambiental é positivo, pois reduzem significativamente os danos ambientais que seriam causados caso elas não fossem implementadas. Este tem sido o principal motivo pelo qual praticamente todos os países desenvolvidos adotam WTE. Um dos grandes benefícios ambientais da WTE também se destaca pela redução significativa de emissão de gases de efeito estufa na atmosfera especialmente através da eliminação do metano, considerado vinte e uma vezes mais danoso que o CO 2 objetivo a ser cumprido na 21ª Conferência das Nações Unidas sobre Mudança do Clima COP21, em que o Brasil é signatário das metas para conter o aquecimento global, em razão da aprovação do Congresso Nacional e sanção do Presidente da República (14). A Convenção de Estocolmo tem sido mal interpretada por agentes institucionais para desincentivar WTE no país, sob o argumento de que a incineração dos RSU supostamente gera gases tóxicos, cuja emissão é vedada pela referida convenção. Trata-se de uma grande inverdade, haja vista que as usinas WTE são consideradas fontes renováveis de energia, não poluentes, cujos gases tóxicos são filtrados e as emissões ficam dentro dos limites legais estabelecidos para um grande centro urbano. De acordo com o New York Times, as instalações de incineração modernas são tão limpas que "muitas vezes as dioxinas/furanos lançados a partir de lareiras em casa e churrascos de quintal são muitas vezes superiores as da incineração de RSU" (15). De acordo com o Ministério do Meio Ambiente alemão (German Environmental Ministry), "por causa de regulamentos rigorosos, resíduos de instalações de incineração não são significativos em termos de emissões de dioxinas, furanos e metais pesados" (16). Inclusive, usinas WTE já foram regulamentadas no Estado de São Paulo, através da Resolução SMA nº 79/2009, com os mesmo rigorosos limites de emissões da Diretiva Européia 2000/76/CE, que estabelece diretrizes e condições para operação e o licenciamento da atividade de tratamento térmico de resíduos sólidos em Usinas de Recuperação Energética URE, e destaca ainda, em seu preâmbulo, que a recuperação energética a partir do tratamento térmico de resíduos sólidos foi listada como uma tecnologia mitigadora no enfrentamento do aquecimento global, e também um Mecanismo de Desenvolvimento Limpo pelo Comitê Executivo da Convenção Quadro da ONU - Organização das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas (Executive Board - UNFCCC). A Política Nacional de Resíduos Sólidos PNRS, instituída pela Lei nº /2010, parece, à primeira vista, ter trazido avanços para a gestão integrada dos resíduos sólidos urbanos RSU, mas, no entanto, encontra-se em desacordo com as práticas adotadas por muitos países, como ocorre na Comunidade Europeia, através das Diretivas Europeias 1999/31/CE e 2008/98/CE. Aqui fica evidente o efeito do lobby dos grandes operadores de aterros no Brasil: para WTE adota-se, corretamente, a norma mais restritiva do planeta (2000/76/EC), porém, para os aterros sanitários, quase nenhuma restrição ou fiscalização é exercida, o que acarreta a construção de modernos aterros sanitários no Brasil que jamais seriam licenciados na Europa, muitos deles sem tratamento adequado do chorume ou captura relevante do metano, pois a geração de energia a biogás não consegue evitar 100% a emissão de metano na atmosfera.. Como a taxa de lixo é cobrada junto como o IPTU, apenas uma pequena parcela da população contribui. Mas se o custo do tratamento do lixo com WTE for arcado pela energia que é consumida, e paga por todos que também geram lixo, o custo per capita se dilui. Uma política de desoneração tributária e de encargos setoriais específica e bem detalhada é necessária para viabilizar financeiramente a implementação de usinas WTE no país. A despeito das usinas WTE terem isenção de 100% da TUSD e TUST para unidades de até 30 MW de potência instalada 1, esta isenção deveria se estender a usinas maiores, pois sua capacidade depende da quantidade de lixo a ser tratado. Atualmente, já existem usinas WTE com capacidade superior a ton/dia gerando 60 MW ou mais de energia elétrica, cujo custo unitário em R$/ton do tratamento se reduz com o tamanho. Outro fator relevante são as reduções de alíquotas e/ou isenções quanto ao pagamento do ICMS, PIS/PASEP e COFINS, incidentes sobre a comercialização da energia gerada. Propõe-se que o Município realize uma Parceria Público Privada PPP com a empresa investidora, garantindo o fornecimento do lixo por 20 anos e o pagamento da tipping fee, que, somados à isenção dos tributos incidentes sobre a energia vendida, tornaria a energia a ser vendida bastante competitiva, permitindo sua venda no mercado livre (ACL) através de contratos do tipo Power Purchase Agreement (PPA), ou mesmo no mercado regulado (ACR), 1 Vide art. 26, 1º, incisos I e II, da Lei nº 9.427/1996 c/c art. 3º, inciso IV, da Resolução Normativa ANEEL nº 77/2004.

263 8 em leilões de energia incentivada similar ao PROINFA. Assim, os recebíveis poderão ser dados em garantia ao agente financeiro para obtenção de recursos para a implementação da usina através de um project finance. Diante disso, mostra-se relevante a instituição de desoneração fiscal de ICMS, PIS/PASEP e COFINS, bem como sobre encargos setoriais, como a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), objetivando viabilizar usinas WTE para os grandes centros urbanos, resultando na redução significativa da disposição de RSU em aterros e evitando graves danos ambientais. Portanto, propõe-se a instituição de um novo marco regulatório para garantir a destinação adequada do RSU, com ampla participação conjunta de agentes institucionais e da sociedade civil organizada, objetivando, desta forma, promover alterações normativas e uma política de desoneração financeira de tributos e de encargos setoriais na comercialização da energia gerada, com vistas a incentivar e viabilizar financeiramente a geração WTE no país CONCLUSÕES Neste trabalho, mostrou-se que uma modificação simples no ciclo de vapor da usina WTE pode trazer grande melhoria na viabilidade econômica de usinas WTE através do conceito do Ciclo Combinado Otimizado (CCO), que eleva a energia total gerada em cerca de 80% a mais do que as usinas WTE convencionais. A introdução de pequena quantidade de gás natural, ou biogás de aterros, torna a usina híbrida, pois queima combustíveis distintos, propiciando projetos antes inviáveis em soluções com bom retorno financeiro, o que pode reduzir as taxas de lixo que as prefeituras pagam hoje para operação de aterros de qualidade duvidosa. Utilizando uma das configurações propostas do CCO, é sempre vantajoso o uso do gás, independente do seu custo. Exceto pelo aumento da pressão da caldeira, o processo não requer nenhuma mudança nas usinas tradicionais de queima em grelha tipo mass-burning, que processam o lixo sem nenhum pré-tratamento. A parcela de gás natural será sempre muito pequena, mas a eficiência na queima dos RSU será superior a 30%, semelhante a usinas híbridas tipo Bilbao, que consome 70% de gás natural. As emissões de CO 2 fóssil, devido a queima de gás natural, representam menos de 10% do que seria produzido pelo metano, caso o lixo fosse depositado em aterros. Há ainda benefício adicional em face da maior parte da energia elétrica gerada advir da fração renovável do lixo e, no caso em que o gás natural é substituído por biogás, o ganho ambiental é ainda maior. A baixa dependência do gás natural é o fator chave na decisão de se usar um ciclo híbrido gás/lixo em usinas WTE, e a configuração a ser adotada, se turbina, motor ou queimador, irá depender dos preços discutidos acima. O CCO fornece a ferramenta de projeto que permite encontrar a solução ótima para cada problema, ao invés de se procurar adequar uma solução ao nosso projeto, em geral trazida do exterior. Adicionalmente, importa destacar que, nos países desenvolvidos, as taxas de lixo de R$ 300/ton ou mais são comuns e a energia gerada em usinas WTE recebem incentivos, pois reduzem as emissões provenientes dos RSU, além de substituirem combustíveis de origem fóssil. Por fim, demonstrou-se a necessidade de criação de um novo marco regulatório, através de ampla participação dos agentes institucionais e da sociedade civil organizada, bem como o fomento de PPPs e a instituição de políticas de desoneração fiscal e de encargos, objetivando viabilizar financeiramente a implementação de geração WTE no Brasil REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS (1) Petrov, P. M., Biomass and Natural Gas Hybrid Combined Cycles - Licentiate Thesis Department of Energy Technology - Division of Heat and Power Technology - Royal Institute of Technology, Stockholm, Sweden. (2) Branchini, L., Advanced Waste-To-Energy Cycles - Research Doctorate - Università di Bologna, Final exam (3) Martin, J., Global Use and Future Prospects of Waste-to-Energy Technologies - Fall Meeting Columbia University, Oct.7-8, (4) Korobitsyn, M.A., New and Advanced Energy Conversion Technologies. Analysis of Cogeneration, Combined and Integrated Cycles Laboratory of Thermal Engineering of the University of Twente (5) Bohórquez, W.O.I., Análise Termoenergética, Econômica e Ambiental da Repotenciação e Conversão de UTEs com Ciclo Rankine para Ciclo Combinado Utilizando Turbinas a Gás - Tese de Mestrado em Ciências em Engenharia da Energia Universidade Federal de Itajubá MG, (6) Guerreiro Ribeiro, S., Kimberly, T., High Efficiency Waste to Energy Power Plants Combining Municipal Solid Waste and Natural Gas or Ethanol - NAWTEC-18 Orlando, Fl 2010.

264 9 (7) Kamuk, B. Is De-NOx by SCR to Be the Future in Us? Technology and Tendencies within APC-equipment - NAWTEC-17 Chantilly, Virginia (8) Simões, P., Amsterdam s Vision on the 4th-generation Waste-2-Energy - CEWEP Congress - Bordeaux, June 12th2008. (9) Main, A., Maghon, T., Concepts and Experiences for Higher Plant Efficiency with Modern Advanced Boiler and Incineration Technology - NAWTEC-18 Orlando, Fl (10) Nishioka, T., Introduction of Waste Power Generation with Natural Gas Repowering System Joint Meeting of IEA Bioenergy Task 32, 33 and 36 Tokyo, 28 - Oct, (11) Consonni, S., Silva, P., Off-design Performance of Integrated Waste-to-Energy, Combined Cycle Plants Applied Thermal Engineering 27 (2007) (12) Guerreiro Ribeiro, S., Sioen, H., Design of a High Efficiency Waste to Energy Plant in Brazil consuming a limited amount of natural gas - 5 th International Conference on Engineering for Waste and BiomassValorisation - August 25-28, Rio de Janeiro, Brazil. (13) EUROSTAT Environmental Data Centre on Waste. Statistics in Focus nº 31/2011. Disponível em: < ITY_OFFPUB/KS-SF /EN/KS- SF EN.PDF>. Acesso em: 26 mar (14) Guerreiro Ribeiro, S., Schmitke A. Belchior Tisi, Y., Destinação Adequada para Resíduos Sólidos Urbanos. Valor Econômico. São Paulo. 19 de dezembro de (15) Rosenthal, E., "Europe Finds Clean Energy in Trash, but U.S. Lags". The New York Times. April of (16) Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety. "Waste incineration A potential danger? Bidding farewell to dioxin spouting" (PDF). September of (17) Seifert, H., Vehlow J., Hunsinger H., Advanced WtE in Europe, Seminar Advanced WtE Technologies, May 8 9, 2012, Lahti, Finland DADOS BIOGRÁFICOS Sergio Vieira Guerreiro Ribeiro, nascido no Rio de Janeiro em 04/02/1951, Engenheiro Mecânico (PUC-RJ -1973), Master of Science em Mechanical Engineering (University of California Los Angeles UCLA ), PhD em Mechanical Engineering (University of California Los Angeles UCLA -1978), Master of Science em Nuclear Engineering (Massachusetts Institute of Technology- MIT ), Currículo Lattes: Yuri Schmitke Almeida Belchior Tisi, nascido em Goiânia-GO em 13/06/1980, Bacharel em Direito pelo Centro Universitário de Brasília UniCEUB (2011), Pós-graduado em Direito de Energia Elétrica pelo UniCEUB (2014), Membro da Comissão Especial de Energia do Conselho Federal da Ordem dos Advogados do Brasil OAB. Currículo lattes:

265 RESPONSÁVEL: IEE USP

266

267 credenciamento e apoio financeiro do: programa de apoio Às publicações científicas periódicas da usp comissão de credenciamento R e vista USP / Superintendência de Comunicação Social da Universidade de São Paulo. N. 1 (mar./maio 1989) - - São Paulo, SP: Universidade de São Paulo, Superintendência de Comunicação Social, Trimestral. Continuação de: Revista da Universidade de São Paulo Descrição baseada em: N. 93 (2012) ISSN Ensaio acadêmico. I. Universidade de São Paulo. Superintendência de Comunicação Social CDD-080

268 104 ISSN janeiro/fevereiro/março 2015 dossiê energia elétrica 5 Editorial 8 apresentação energia ELÉtriCA: CrisE, DIAGNÓstiCO E SAÍdas Ildo Luís Sauer 13 UMA REVISÃO HISTÓRICA DO PLANEJAMENTO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Sonia Seger Pereira Mercedes, Julieta A. P. Rico e Liliana de Ysasa Pozzo 37 O ESTADO ATUAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO José Goldemberg 45 ENERGIA NOS GOVERNOS LULA E DILMA PERSPECTIVAS Luiz Pinguelli Rosa 51 LIBERALIZação INTERROMPIDA Adilson de Oliveira 63 SETOR ELÉTRICO: MIMETISMO, FRAGMENTAÇÃO E SUAS SEQUELAS Roberto Pereira D Araujo 83 A CRISE DA ENERGIA ELÉTRICA E O SEU CUSTO Flávia Lefèvre Guimarães 91 DIMENSÃO DA CRISE E A EXPLOSÃO DAS tarifas DE ENERGIA ELÉTRICA Carlos Augusto Ramos Kirchner 103 EXPANSÃO DA CapaCIDADE DO ATENDIMENTO DE PONTA NO SISTEMA INTERLIGADO BRASILEIRO Dorel Soares Ramos, Marciano Morozowski Filho, Marcus Theodor Schilling e José Antonio de Oliveira Rosa 125 ANÁLISE DA ESCASSEZ HÍDRICA BRASILEIRA EM 2014 Augusto José Pereira Filho 133 A OPERAÇÃO DOS RESERVatÓRIOS E O PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO HIDROTÉRMICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Renato Carlos Zambon 145 A GÊNESE E A PERMANÊNCIA DA CRISE DO SETOR ELÉTRICO NO BRASIL Ildo Luís Sauer arte 177 tomie OHTAKE VIDA E OBRA EM MOVIMENTO CONTÍNUO Agnaldo Farias textos 193 A CRÍTICA LITERÁRIA E A POLÊMICA JORNALÍSTICA: AS CONTRIBUIÇÕES DE ALUÍSIO AZEVEDO E MACHADO DE ASSIS José Alcides Ribeiro, José Ferreira Junior e Lucilinda Teixeira 199 narrativa E POESIA: DOIS PROCESSOS DE DESREALIZAÇÃO PARA A CONSTRUÇÃO DE MUNDOS Aguinaldo José Gonçalves livros 209 BAKUnin REDIVIVO (REVolUção E ANARQUia) Evaldo Piolli 215 VOZES POR TRÁS DO GOLPE Janice Theodoro da Silva

269 A é uma publicação trimestral da Superintendência de Comunicação Social (SCS) da USP. Os artigos encomendados pela revista têm prioridade na publicação. Artigos enviados espontaneamente poderão ser publicados caso sejam aprovados pelo Conselho Editorial. As opiniões expressas nos artigos assinados são de responsabilidade exclusiva de seus autores. Universidade de São PAUlo Reitor Marco Antonio Zago Vice-reitor vahan Agopyan Superintendência de Comunicação Social Superintendente Marcello CHAMI Rollemberg Chefe Técnico de Serviço Francisco Costa Redação Cleusa Conte Jurandir Renovato LEONOR TESHIMA SHIROMA MARIA ANGELA DE CONTI ORTEGA maria catarina lima duarte Sandra A. Marques Guiral SILVIA SANTOS VIEIRA Conselho editorial Ana Maria Setubal Pires-Vanin Antonio Belinelo Chester Luiz Galvão Cesar Lisbeth Ruth Rebollo Gonçalves Marcello CHAMI Rollemberg Oswaldo Ubríaco Lopes PAUlo Domingos Cordaro PAUlo Nathanael Pereira de Souza Ctp, impressão e acabamento IMPRENSA OFICIAL DO ESTADO DE SÃO PAULO Rua da Praça do Relógio, 109 Bloco L 4 o andar sala 411 CEP Cidade Universitária Butantã São Paulo/SP Telefax: (11) revisusp@edu.usp.br

270 No dia 19 de janeiro deste 2015, numa tarde de verão escaldante, por volta das 15 horas, 11 estados da federação os três do Sul, os quatro do Sudeste, três do Centro-Oeste e Rondônia e o Distrito Federal sofreram um apagão de, pelo menos, 50 minutos. O efeito psicológico nas populações das regiões afetadas foi semelhante ao de um terremoto. O filme dos acontecimentos ocorridos em 2001, quando o país viveu um racionamento sem precedentes, voltou então à mente de pessoas atônitas, mesmo porque dois anos antes, em 2013, o governo havia baixado a tarifa elétrica em 20%, incentivando vivamente o consumo de energia, o que se revelou um espetacular tiro no próprio pé. Tal episódio pôs a nu o fato de que alguma coisa mais uma muito errada estava acontecendo. E o fato de que as informações oficiais que deveriam explicar o ocorrido não só não o faziam como soavam evasivas só aumentou o desassossego e o desconforto para com as autoridades. Elas não convenceram a população pelo simples fato de que era uma tarefa impossível. Pois bem, Energia Elétrica, tema de nosso alentado dossiê, trata de uma das questões mais debatidas neste 2015 de tantas atribulações aos brasileiros. São ao todo 11 artigos, assinados por nomes da mais alta competência, fazendo um levantamento meticuloso de um problema que afeta a todos os cidadãos. Uma das conclusões depreendidas é a de que, no momento, nós só não vivemos um racionamento de energia elétrica porque o país está em recessão, ou seja, porque, além de tudo, nossa economia está em frangalhos. O leitor terá, portanto, um amplo painel para entender como e por que chegamos a tal descalabro. Mas nem tudo são agruras. Pelo menos no que diz respeito à nossa revista. Explico: neste ano, a Revista USP recebeu, pela sua seção Arte, o prêmio destaque 2014 da renomada Associação Brasileira de Críticos de Arte (abca). Para nós, uma imensa alegria, como se pode imaginar. Neste número, por sinal, a seção faz justa homenagem a uma grande e prolífica artista há pouco desaparecida: Tomie Ohtake. Francisco Costa

271 Dossiê Energia elétrica DOSSIÊ ENERGIA ELÉTRICA 7 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

272 Dossiê Energia elétrica Apresentação Energia elétrica: crise, diagnóstico e saídas 8 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

273 Acrise do setor elétrico brasileiro tem sido objeto de preocupação e debate por parte de amplos setores da sociedade em razão de seu impacto em termos de custos, repercussões ambientais e confiabilidade do fornecimento para garantir a qualidade de vida dos cidadãos e a prosperidade econômica. Nesse contexto, a sinergia de duas iniciativas permitiu trazer à luz esta seção especial da Revista USP para tratar do tema: de um lado, o convite formulado pelo então presidente do Conselho Editorial da revista, professor Sergio Adorno, para cooperar na elaboração do temário e na definição dos autores e, de outro, a realização, no Instituto de Energia e Ambiente, através do Serviço Técnico de Planejamento, Análise Econômica e Social e de Avaliação e Desenvolvimento de Recursos Energéticos, da segunda edição do Seminário de Avaliação do Sistema Elétrico Brasileiro, sob a denominação de O Estado Atual do Setor Elétrico Brasileiro Crise ou Consequência?, em 2 de abril de Substancialmente, as contribuições dos especialistas convidados para o seminário foram transformadas nos artigos que compõem este dossiê da Revista USP. Em Uma Revisão Histórica do Planejamento do Setor Elétrico Brasileiro, Sonia Seger Pereira Mercedes, Julieta A. P. Rico e Liliana de Ysasa Pozzo propiciam a retrospectiva dos processos de planejamento, ao lado das políticas públicas setoriais, revisitando os conflitos de interesse, as concepções hegemônicas de cada período, bem como as crises. Assinalam como as deficiências do serviço prestado pelos grupos privados pioneiros, ineficaz para apoiar a industrialização e urbanização, provocaram a entrada do Estado no setor elétrico, especialmente pela viabilização das primeiras grandes usinas hidrelétricas, e a penosa trajetória que levou à consolidação do sistema Eletrobras, sob cuja égide o consórcio Canambra (Canadian, American, Brazilian) Engineering Consultant Limited formulou as bases do planejamento e a concepção do sistema hidrotérmico brasileiro. A estrutura cooperativa liderada pela Eletrobras, com a participação de empresas estaduais e marginalmente de grupos privados, viabilizou uma sistemática de planejamento da expansão da oferta bem como da operação e despacho das usinas, sob o regime de custo do serviço. A liberalização iniciada sob Collor avança com o governo FHC, que implanta o modelo mercantil com as tarifas dadas pelo preço, dá início às privatizações e promove a abertura do setor ao capital privado nacional e internacional. O colapso da reforma se cristaliza com o racionamento decretado em 2001 e com a trajetória de explosão das tarifas. A eleição de Lula foi substancialmente influenciada por esse fato, mas, paradoxalmente, as reformas profundas prometidas foram abandonadas e, com essa metamorfose, apenas ajustes no modelo liberal mercantil foram implementados com a criação dos ambientes regulados e livres de contratação REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

274 Dossiê Energia elétrica e a entronização do PLD (preço de liquidação de diferenças), ancorado no custo marginal de operação (CMO) para comercializar blocos de energia descontratados. Vale resgatar do artigo: A síntese desse quadro é a situação vivida atualmente pelo setor elétrico brasileiro, que, detentor de uma enorme capacidade e um acúmulo de conhecimento na área de planejamento de expansão da oferta e de operação de um dos sistemas mais complexos e sinérgicos do mundo, como se tentou descrever, vê-se à beira de um colapso técnico e econômico como poucos países se é que algum já passou por isso já viveram. José Goldemberg, em O Estado Atual do Setor Elétrico Brasileiro, enfatiza como o abandono da construção de grandes reservatórios que acompanhassem o aumento de geração tornou o sistema vulnerável a variações de clima e precipitação hídrica, o que levou a uma carbonização do sistema com usinas térmicas representando hoje cerca de 30% da energia produzida. Aponta que a expansão da geração de eletricidade com fontes renováveis de energia (biomassa, eólica, solar) é apresentada como a solução para esse problema. Em Energia nos Governos Lula e Dilma e Perspectivas, Luiz Pinguelli Rosa assinala o momento desfavorável na área de energia. Reconhece o descompasso entre a expansão da geração hidrelétrica e o aumento do consumo, com a ameaça de racionamento em 2015, não concretizada pela redução do consumo, decorrente da recessão da economia, e pelo uso intensivo da geração termelétrica, ineficiente, de alto custo. Aponta também as dificuldades graves pelas quais passa o Grupo Eletrobras. Nesse quadro, ressalta como aspecto positivo o avanço do acesso à energia elétrica, a suspensão do programa de privatização setorial, a retomada do planejamento, bem como a descoberta do pré-sal, com a adoção do regime de partilha e a exclusividade da Petrobras como operadora. Adilson de Oliveira, em Liberalização Interrompida, revisita as condições técnico-econômicas da indústria elétrica desde os primórdios. Recupera as razões associadas às economias de escala das fontes, da integração do sistema via transmissão e padrão de consumo que levaram o regime concorrencial inicial a dar lugar ao regime monopolista regulado, mediante tarifas e qualidade do serviço fixados pelo poder público. Prossegue com a exegese da liberalização dos mercados elétricos, da década de 1980, com a introdução da concorrência na geração e comercialização. Critica a adoção do conceito de energia assegurada, os critérios de operação e despacho, bem como a operacionalização do PLD. Acentua as estimativas equivocadas da EPE para os ICBs (índices de custo benefício), que induziram a seleção adversa de projetos de expansão da capacidade. Radica as razões da crise atual do setor elétrico brasileiro na liberalização interrompida pelo governo Lula: O essencial dos ganhos econômicos futuros do sistema elétrico virá de aumentos na eficiência com que os consumidores utilizam seu suprimento de energia. Para induzir esse movimento, é indispensável oferecer sinais de preço ajustados aos custos de oportunidade da energia. A liberalização do mercado atacadista de energia é condição sine qua non para que o risco recorrente de racionamento seja removido e o sistema elétrico volte a operar em um círculo virtuoso de expansão. Roberto Pereira D Araujo mostra, em Setor Elétrico: Mimetismo, Fragmentação e Suas Sequelas, o acúmulo de sintomas apresentados pelo modelo mercantil fragmentado mimetizando o paradigma adotado na Inglaterra, de base térmica. Disseca a queda da reserva de energia nas usinas com relação a carga, indica que o comportamento da hidrologia nos últimos oito anos tem sido normal em relação ao histórico, analisa a inconsistência do despacho das usinas térmicas, indica o bônus para o sistema decorrente da queda no consumo, em 2008, por causa da crise, e de 2014, em razão da recessão. Trata da explosão tarifária, muito acima da inflação, desde Denuncia a bizarrice brasileira de converter o CMO em PLD, ressaltando que em sistema equilibrado o custo marginal de expansão (CME) tende a se igualar à média do CMO, porém, no caso brasileiro, a moda, ou maior frequência, do CMO tende a ficar abaixo da média, o que induz à preferência por contratos de curto prazo, gerando distorções. Quantifica o inútil sacrifício do Grupo Eletrobras na fracassada tentativa de promover a redução tarifária pela Medida Provisória 579, sob pressão da Fiesp. Finaliza enfatizando a inviabilidade do modelo híbrido vigente e a necessidade de definir a natureza do modelo comercial: se reger ou pelas 10 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

275 leis de mercado ou pelos princípios do serviço público, baseado no custo. Flávia Lefèvre Guimarães, representante da Proteste, entidade de defesa dos consumidores, em A Crise da Energia Elétrica e o seu Custo, realiza uma retrospectiva das principais alterações regulatórias desde 1995, perpassando os governos FHC, Lula e Rousseff. Recupera o fim dos subsídios cruzados que favoreciam os consumidores carentes, a criação do Mercado Atacadista de Energia, o grave erro da Aneel na aplicação do cálculo do reajuste, subtraindo indevidamente mais de R$ 10 bilhões aos consumidores, a implantação do PLD e do mercado spot, já sob o governo Lula, a Medida Provisória 579, a instituição das bandeiras tarifárias, que contraria o regime jurídico dos serviços públicos ao transferir ao consumidor os riscos da atividade econômica dos provedores, e a queda da qualidade dos serviços prestados. Carlos Augusto Ramos Kirchner, representante do Sindicato dos Engenheiros, afirma, em Dimensão da Crise e Explosão das Tarifas de Energia Elétrica, que a crise do setor elétrico não pode ser vinculada à falta de chuvas, e que o aumento das tarifas está vinculado não somente à necessidade do despacho de usinas térmicas, mas também à opção por usinas térmicas implantadas, com custo elevado. Indica as contradições do modelo de contratação de energia e a ilegalidade de geradoras que sonegam a venda de energia nos leilões para especular no mercado de curto prazo, gerando enriquecimento sem causa para elas em detrimento dos consumidores atendidos pelas distribuidoras reguladas. Registra o paradoxo gerado pela lacuna regulatória, em que a Cemig Geração e Transmissão auferiu lucro de R$ 1,735 bilhão (destinado aos acionistas) quando a Cemig Distribuidora teve perda de R$ 1,438 bilhão a ser custeada pelos consumidores. De forma análoga, a Copel Geração e Transmissão teve ganho de R$ 316 milhões enquanto a Distribuidora teve perda de R$ 1,122 bilhão. Também a Cesp, somente geradora, teve um ganho da ordem de R$ 2 bilhões. Invoca a Constituição e a lei da defesa da concorrência para caracterizar o abuso de poder econômico praticado contra os consumidores e tolerado pelo modelo do setor elétrico. Dorel Soares Ramos, Marciano Morozowski Filho, Marcus Theodor Schilling e José Antonio de Oliveira Rosa, em Expansão da Capacidade do Atendimento de Ponta no Sistema Interligado Brasileiro, apresentam os resultados de investigação propondo sanar a lacuna decorrente da ausência de regulação específica para comercializar os serviços de reserva de potência, acarretando subvalorização dos ativos de geração e não propiciando os incentivos requeridos para viabilizar os investimentos adicionais que permitiriam ampliar a capacidade instalada em usinas existentes, a baixo custo. Augusto José Pereira Filho, do IAG, em Análise da Escassez Hídrica Brasileira em 2014, analisa a recente diminuição das chuvas e seus reflexos nos recursos hídricos do país, apresentando os possíveis e plausíveis mecanismos dinâmicos e termodinâmicos associados à variabilidade e às mudanças climáticas e seus impactos no ciclo hidrológico global, de modo especial no que concerne às chuvas sobre a América do Sul. Seus resultados sugerem como principal fator o recente resfriamento do Polo Antártico, combinado à dinâmica climática do aquecimento e resfriamento dos oceanos Pacífico e Atlântico Sul e às alterações que esses ciclos de 4 a 11 anos causam nas circulações atmosféricas e oceânicas de grande escala. Afasta a atribuição da seca ao aquecimento global, pois o aquecimento da atmosfera induz um aumento da umidade e mais chuvas. Registra a necessidade do setor elétrico de incorporar sistemas de monitoramento e previsão do tempo e do clima para melhorar o planejamento e a gestão dos recursos hídricos, e superar as lacunas dos modelos tradicionais fundamentados na hidrologia superficial clássica e em métodos estatísticos e estocásticos. O professor Renato Carlos Zambon, da Escola Politécnica, em A Operação dos Reservatórios e o Planejamento da Operação Hidrotérmica do Sistema Interligado Nacional, apresenta uma proposta de avanço metodológico, apropriado pelo modelo Hidroterm, que permite o planejamento da operação considerando a representação de reservatórios e usinas individualizados, a evolução da capacidade instalada e de armazenamento, a não estacionariedade das séries históricas de vazões afluentes, as restrições operativas associadas aos usos múltiplos da água em cenários com horizonte de quatro anos. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

276 Dossiê Energia elétrica Finalmente, em A Gênese e a Permanência da Crise do Setor Elétrico no Brasil, apresento uma revisão das causas e consequências da crise permanente do setor elétrico brasileiro, desde a reforma mercantil liberal introduzida por FHC, não resolvida pelos ajustes promovidos pelos governos Lula e Rousseff. Aponto as lacunas dos modelos regulatórios e das estruturas de planejamento, operação e gestão, que conduziram à deterioração da qualidade e confiabilidade do suprimento, à explosão tarifária, às assimetrias de alocação de riscos, custos e benefícios entre os agentes do setor. Confirmo as vultosas transferências de valor em benefício de agentes organizados como os grandes consumidores, ditos livres, em detrimento de empresas estatais e dos consumidores cativos. Assinalo também os conflitos de interesse pela apropriação do excedente econômico propiciado pela geração hidráulica, especialmente através das usinas já amortizadas. Aponto os bilionários custos impostos à sociedade brasileira pelas deficiências do planejamento e contratação da expansão da capacidade de oferta de energia, recorrendo à tipologia inadequada de usinas térmicas, em detrimento de usinas eólicas, hidráulicas, cogeração com gás natural ou biomassa. Este dossiê Energia Elétrica constitui uma contribuição, através da cooperação entre acadêmicos, consultores, representantes de consumidores e dos técnicos do setor elétrico, no sentido de promover um diagnóstico sobre a crise que se abate sobre o setor elétrico brasileiro, e de apontar soluções para as graves questões levantadas. É unânime a constatação de que o atual modelo de organização, planejamento, gestão, operação e manutenção da indústria elétrica brasileira é insustentável e requer profunda revisão para dotá-lo da capacidade de cumprir seu papel de garantir o abastecimento elétrico com confiabilidade e razoabilidade econômica, requisito essencial para o desenvolvimento equilibrado do país. Ildo Luís Sauer 12 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

277 Uma revisão histórica do planejamento do setor elétrico brasileiro Sonia Seger Pereira Mercedes Julieta A. P. Rico Liliana de Ysasa Pozzo

278 Dossiê Energia Justiça brasileira elétrica RESUMO O setor elétrico brasileiro vem sofrendo sucessivas revisões e reformas nos últimos 30 anos. Ainda que, no discurso, essas reformas sempre visem ao melhor e mais universal atendimento às necessidades da sociedade, na prática, esse resultado nem sempre esteve em primeiro plano. E mesmo sendo um critério prioritário de planejamento, a garantia da segurança do abastecimento foi alterada ao longo dessa sucessão de mudanças no modelo setorial de gestão. Atualmente, em um cenário de planejamento da expansão e da operação de alta complexidade, esse critério ostenta o caráter de particularidade brasileira frente ao cenário internacional, pairando sobre a sociedade uma persistente ameaça de crise do serviço de energia elétrica. Nesse contexto, este artigo elabora uma reconstituição histórica do processo de planejamento do setor elétrico em termos da importância da segurança do abastecimento. Palavras-chave: planejamento energético; segurança do abastecimento; reestruturação setorial; histórico. ABSTRACT The Brazilian electrical power sector has been going through successive reviews and reforms in the past 30 years. Although those reforms have, in theory, always been meant to better and more extensively meet the needs of society, in practice that result has not always been given top billing. Even though guarantee of security of supply has been given a top priority rating, it has been changed throughout that string of changes in the management model for the sector. Currently, in a scenario of expansion planning and operation of high complexity, that criterion features the character of the Brazilian singularity in face of the international scenario, and a persistent threat of a crisis in the provision of electric energy hovers over society. With that as a background, this article draws a historical picture of the planning process of the electrical power sector as it concerns to the importance ascribed to security of supply. Keywords: energy planning; security of supply; restructuring of the sector; history. 14 REVISTA USP São Paulo n. n p. p março/abril/maio janeiro/fevereiro/março

279 A atividade de planejamento no setor elétrico foi construída e sofreu várias mudanças ao longo da existência dessa indústria a partir de uma origem em que o planejar não era uma preocupação prioritária, ou mesmo, existente. A substituição do modelo privado e descentralizado por uma crescente participação estatal e centralização da gestão decorrente da permanente defasagem existente entre as demandas que se ampliavam e diversificavam e a insuficiente oferta de eletricidade introduziu a necessidade e as visões de planejamento, que também se sucederam ao longo das várias reformas setoriais ocorridas. A Tabela 1 resume as principais características do setor elétrico brasileiro em cada período vinculado a um modelo institucional vigente. A Figura 1 mostra a atual estrutura institucional da indústria de energia no Brasil. O foco do processo de planejamento em cada uma das etapas de institucionalização e reforma do setor elétrico pode ser resumido como: Início: obtenção de economias de escala; superação contínua das barreiras tecnológicas e de conhecimento. Período estatal: planejamento energético normativo (GCPS Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema); economias de escala e de escopo; regularidade tecnológica grandes usinas hidrelétricas (até os anos 1970); capacidade instalada de geração e de transmissão crescentes, para atender a uma demanda crescente; após os anos 1970 promoção de diversidade tecnológica e de fontes. Período mercantil FHC: planejamento energético indicativo (CCPE Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão); o incremento da participação do gás natural na matriz energética é a principal meta em termos de desenvolvimento de recursos. Período mercantil Lula e Rousseff: planejamento integrado e estratégico (empresa de pesquisa energética); participação pública (consultas e audiências); fontes renováveis são consideradas complementares, ao invés de alternativas. Este trabalho foi apoiado pela Capes, Programa Nacional de Pós-Doutorado PNPD, projeto n SONIA SEGER PEREIRA MERCEDES é membro do corpo técnico do Instituto de Energia e Ambiente (IEE) da USP, colaboradora do grupo de pesquisa Resíduos Sólidos Urbanos e Impactos Socioambientais da FAU-USP e pesquisadora do IEE-USP. JULIETA A. P. RICO é pesquisadora na área de economia dos recursos naturais no tema Renda de Energia Elétrica, dentro do Programa Nacional de Pós-Doutorado (PNPD) da Capes. LILIANA DE YSASA POZZO é membro do corpo técnico do Instituto de Energia e Ambiente (IEE) da USP, na Divisão Científica de Planejamento, Análise e Desenvolvimento Energético, e atua no Serviço Técnico de Planejamento, Análise Econômica e Social e Desenvolvimento de Recursos Energéticos (Paesdre). REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

280 Dossiê Energia elétrica tabela 1 FASES DA ESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Período Propriedade de ativos Privada Privada Estatal Privada Semiprivada Principal objetivo Implantação e consolidação Institucionalização Crescimento Introdução de competição Universalização do acesso Contexto político República Velha Estado Novo Autoritarismo Democracia Democracia Economia Agroexportadora Industrialização (substituição de importações) Grandes companhias Desestatização e neoliberalismo Desenvolvimentismo Financiamento do setor Capital agrário Empréstimos externos e autofinanciamento Financiamento público e tarifas Project-finance Vários modelos, principalmente financiamento público Processo de regulação tarifária Contratos bilaterais Cláusula Ouro Custo do serviço Preço-teto incentivado Preço-teto incentivado Maior demanda Iluminação pública e transporte Urbanização e industrialização Indústria e urbanização Diversificação da matriz energética Indústria, transportes Tecnologias e fontes primárias de maior destaque Pequenas usinas Distribuição Transmissão interligada, geração de grande escala Desverticalização G/T/D/C, diversificação, combustíveis fósseis (gás natural) Fontes renováveis (eólica, solar fotovoltaica, biomassa) figura 1 ESTRUTURA INSTITUCIONAL DO SETOR ELÉTRICO BRASIL Políticas e planejamento Congresso Nacional Presidência da República CNPE/MME Empresa de Pesquisa Energética EPE Regulação e fiscalização Aneel Agentes Apoio Geradoras BNDES Implementação ONS Transmissoras Distribuidoras CCEE Eletrobras Comercializadoras Consumidores Fonte: Aneel/SPG, REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

281 O problema do planejamento em um sistema complexo como o brasileiro, com um parque de geração diversificado, hidrotérmico, embora majoritariamente hidráulico, e uma malha de transmissão interconectada, envolve não apenas a expansão da capacidade instalada para garantir o atendimento à totalidade da demanda, mas também a coordenação da operação, pois as decisões sobre a operação do sistema estão acopladas no tempo e também no espaço em função da interligação das bacias e reservatórios e sua multiplicidade de proprietários e usos. Para o planejamento da expansão, o conhecimento da capacidade energética do sistema é fundamental e, para este, o planejamento da operação e suas regras são determinantes. Assim, o planejamento da operação e o da expansão guardam uma estreita relação (figuras 2 e 3). O PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO E DA OPERAÇÃO NO PERÍODO ANTERIOR À ORGANIZAÇÃO SETORIAL ATÉ MEADOS DOS ANOS 1960 A condução privada do suprimento de energia à sociedade brasileira se estendeu por um longo período, desde a implantação dos primeiros empreendimentos de geração de eletricidade e provimento de serviços energéticos, como iluminação e força motriz, no início do século XX. À medida que o caráter de prestação de serviço a um público crescente industrial, comercial e residencial, incluindo geração e distribuição, foi intensificado, a intervenção estatal foi-se fazendo necessária, como forma de mitigar a crônica falta de investimento das concessionárias em aumento da capacidade de oferta, em sua maioria estrangeiras, no mercado doméstico. Nesse período, não havia uma política de expansão setorial, uma vez que os contratos de concessão eram firmados diretamente com municípios e estados, e as decisões eram tomadas de acordo com as características de cada empreendimento e de cada empresa. Não havia uma visão integrada de planejamento, nem intercâmbio de informações, pois a atuação das concessionárias se dava de forma isolada, dentro de sua meta negocial. Além disso, a área de distribuição ia progressivamente se tornando mais importante, uma vez que era mais atraente, do ponto de vista econômico, para as empresas então estabelecidas. Ao Estado coube, então, a tarefa de organizar o setor e lidar com a necessidade premente de aumento da oferta de energia, mais complexa e mais intensiva em capital. figura 2 PLANEJAMENTO ENERGÉTICO EXPANSÃO DA OFERTA Visão estratégica Estudos de longo prazo (até 30 anos) Plano Nacional de Energia Matriz Energética Nacional Visão de programação Estudos de curto e médio prazos (até 10 anos) Plano Decenal de Expansão de energia Monitoramento Visão de 1 a 3 anos Leilões Petróleo e gás Energia elétrica Transmissão Biodiesel Fonte: Hollauer, 2011 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

282 Dossiê Energia elétrica figura 3 PLANEJAMENTO ENERGÉTICO DECOMPOSIÇÃO TEMPORAL DO PROBLEMA DE COORDENAÇÃO DA OPERAÇÃO HIDROTÉRMICA DO SISTEMA BRASILEIRO Planejamento energético Médio prazo Horizonte: anos Custo futuro esperado por subsistema Curto prazo Horizonte: meses Custo futuro esperado por usina Programação da operação Horizonte: 1 a 2 semanas { Elevada incerteza Modelo equivalente por subsistema Discretização mensal { Média incerteza Modelo individualizado Discretização mensal/semanal { Determinístico Aspectos elétricos Discretização 1/2 hora Fonte: Zambelli, 2006 Desde 1945, quando foi criada a Companhia Hidrelétrica do São Francisco Chesf, até 1979, quando foi comprada a Light, esse setor, que era 100% privado, tornou-se 98% público (Iannone, 2006; Mello, 1996). Durante esse período foram implantadas as indústrias brasileiras de base, como Companhia Siderúrgica Nacional (CSN), Petróleo Brasileiro S. A. (Petrobras), Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico (posteriormente Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social bndes), Vale do Rio Doce, e houve o desenvolvimento da indústria automobilística nacional. O período desenvolvimentista, voltado para a industrialização e urbanização do país, durou várias décadas. À medida que as metas dos sucessivos governos iam-se estabelecendo, em maior ou menor grau, a pressão sobre o sistema elétrico, então disperso, crescia. Porém, criavam-se as condições que levaram à organização institucional e centralização do planejamento do setor (Tabela 2). Quando a Eletrobras foi finalmente instalada, além de uma miríade de empresas privadas, já estavam em operação várias companhias estaduais estatais de energia elétrica e já estava criado o Ministério de Minas e Energia. A importância da Eletrobras para o planejamento se manteria até a reestruturação liberal, nos anos 1990 (Tabela 3). A contratação do consórcio Canambra e o início das atividades da Eletrobras foram especialmente importantes para o estabelecimento e a consolidação de uma rotina de planejamento energético no país. A Canambra foi responsável pela realização do primeiro planejamento integrado de longo prazo e pela determinação detalhada, rio por rio, do potencial hidrelétrico do país. O trabalho da Canambra foi importante no levantamento da hidrologia, hidrometria e pluviometria do país junto às instituições existentes (Siqueira, 2001, in Eletrobras, 2001, p. 106). Quanto à Eletrobras, ao assumir o financiamento, a organização, o planejamento, a coordenação, a fiscalização e a operação do setor, tornou sistemática a atividade planejadora no Brasil, criando e mantendo a estrutura técnica e institucional necessária para que o país chegasse ao domínio da mesma, tanto na expansão da oferta, quanto na operação do sistema interligado (Figura 4). 18 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

283 tabela 2 SETOR ELÉTRICO O PERÍODO KEYNESIANO ENTRE OS DOIS GOVERNOS VARGAS Anos Período Principais eventos 1930 a 1945 Governo Vargas Transição econômica, social e política Economia nacional de agroexportadora para industrial Expansão da oferta interna Substituição de importações Classe média urbana x valores rurais Nacionalismo Agregação dos centros fora do eixo Rio-São Paulo Promulgação do Código de Águas e da Lei Oswaldo Aranha (fim da Cláusula Ouro) Poder concedente da energia elétrica de local para federal Prestação dos serviços públicos fortemente regulada Função do Estado predominantemente regulatória Criação da Chesf Governo Dutra ( ) Liberalismo econômico industrialização c/ capital privado Plano Salte (Saúde, Alimentação, Transportes, Energia) Comissão Abbink 1945 a 1964 Governo Vargas ( ) governos interinos: Café Filho ( ); Carlos Luz ( ); Nereu Ramos ( ) Governo Juscelino ( ) Governo Jango (pós-jânio ) Nacionalismo e intervenção Comissão Mista Brasil-Estados Unidos Industrialização crescente x infraestrutura deficitária Criação de empresas estaduais (Cemig, CEEE ) Projeto da Eletrobras (1954) implantada em 1962 Industrialização planejada: ápice Plano de Metas Capitais estrangeiros Criação do Ministério de Minas e Energia Criação de Furnas Crise do desenvolvimentismo Nacionalismo Reformas sociais Constituição da Eletrobras Constituição do consórcio Canambra Engineering Consultant Limited Fonte: Mercedes, 2012 Até finais da década de 1970, o método utilizado para o planejamento da expansão esteve baseado no período crítico, com o qual a análise de oferta de energia era feita supondo a repetição de uma série histórica de dados em que os anos mais secos correspondiam ao período As usinas eram dimensionadas de forma que a geração mínima cobrisse esse período crítico, e o resultado era denominado energia firme (Ventura Filho, 2001, in Eletrobras, 2001, p. 35; Eletrobras, 2002). O PERÍODO ELETROBRAS Nos primeiros anos de criação da Eletrobras, e de forma geral durante a década de 1960, a tarefa de planejamento passou para outras empresas, principalmente a Canambra, como já mencionado. Foi depois de 1967, quando foi inserida a Diretoria de Planejamento e Engenharia (DPE), que a Eletrobras passou a exercer a liderança das atividades de planejamento. Em 1967 foram rea- REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

284 Dossiê Energia elétrica tabela 3 FORMAÇÃO E TRAJETÓRIA DA ELETROBRAS ATÉ A LIBERALIZAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO Período Eventos Década de 1950 (segundo governo Vargas) fase de conflitos e postergação da criação Ambições de industrialização necessidade de infraestrutura Demanda social de energia não atendida e crescente Concessionárias privadas = falta de planejamento e escassez de investimentos Instrumentos políticos e burocráticos CMBEU Comissão Mista Brasil-Estados Unidos/PNE Plano Nacional de Eletrificação/IUEE Imposto Único sobre Energia Elétrica/FFE Fundo Federal de Eletrificação Projeto de lei da Eletrobras apresentado em 1954 e aprovado em 1961 início das atividades em 1962 (João Goulart) Criação das empresas estaduais de energia Década de 1960 aumento da complexidade e expansão do sistema Criação do MME (JK) Furnas início da integração do setor DNAEE regulação (normalizadora e fiscalizadora) + Eletrobras execução (expansão da geração e extensão geográfica do atendimento) Década de 1970 fortalecimento da Eletrobras Reagrupamento das supridoras regionais Eletrosul, Eletronorte, Chesf, Furnas Reorganização das concessionárias estaduais todas sob a Eletrobras Criação do GCOI Grupo Coordenador para a Operação Interligada Reforma Campos-Bulhões e capacidade de autofinanciamento Década de 1980 crise internacional do capital Corrosão da estrutura de financiamento; contenção tarifária; conflito entre Eletrobras e concessionárias Criação do GCPS Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos Revise Revisão Institucional do Setor Elétrico Ressurgência do pensamento liberal Pinochet, Thatcher, Reagan Década de 1990 privatização e esvaziamento institucional da Eletrobras Collor e PND Operação desmonte Fonte: Mercedes, 2012 lizados estudos da Região Sul com a condução da Canambra e a supervisão do Comitê Coordenador de Estudos Energéticos da Região Sul; cada região tinha seu próprio comitê coordenador. Em 1968 a Eletrobras iniciou estudos de mercado da Região Sudeste por solicitação do Banco Mundial para rever os estudos feitos pela Canambra e estruturar a liberação de empréstimos para o setor. A tarefa finalizou em 1969 com o Power Market Study and Forecast South Central Brazil (Eletrobras, 2002). Esse seria o ponto de partida para a elaboração de planos de expansão setorial por parte da Eletrobras. A complexidade do projeto Itaipu e a construção dos grandes troncos de transmissão entre regiões, assim como o Tratado de Itaipu, 20 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

285 figura 4 ESTRUTURA INSTITUCIONAL DO SETOR ENERGÉTICO NO FINAL DOS ANOS 1980 BRASIL Presidência da República Ministério de Minas e Energia Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica Eletrobras GCOI GCPS Furnas, Chesf, Eletronorte, Eletrosul Companhias estaduais Fonte: Mercedes, 2002 introduziram uma nova forma de planejamento na operação das regiões Sudeste e Sul do país (Kligermann, 2009). A Lei n o 5.899, de 1973, conhecida como Lei de Itaipu, reforçou as ações da Eletrobras como coordenadora do planejamento e da operação do sistema brasileiro. A partir dessa lei foram criados os Grupos Coordenadores de Operação Interligada GCOIs com o fim de utilizar da melhor forma possível os recursos hidrotérmicos e abrir possibilidade de uma operação estratégica para o sistema interligado (Kligermann, 2009). Com a introdução dos sistemas interligados surgiu a necessidade de substituir o critério determinístico e inserir a análise probabilística. Até 1974 as funções de operação, de planejamento e engenharia estavam sob a mesma diretoria da Eletrobras. Posteriormente, devido aos processos de industrialização do país e à demanda do próprio sistema, a área de operação foi separada e foi criado o Comitê Coordenador de Operação Interligada CCOI, precursor dos GCOIs. As outras duas seções ficaram divididas em quatro departamentos: de estudos de mercado, de transmissão, de geração de energia e de estudos energéticos, este último precursor do Grupo Coordenador de Planejamento dos Sistemas Elétricos GCPS (Eletrobras, 2002, p. 16). O primeiro choque do petróleo influiu na elaboração do Plano 90, que não só considerou o sistema brasileiro como único e projetou principalmente o uso do recurso hidráulico para a geração de energia, mas também introduziu a ideia da substituição entre fontes. A inserção de usinas nucleares foi apresentada como planejamento especulativo, mas posteriormente foi apresentada no planejamento determinístico. Houve três cenários de projeção da demanda: o baixo, o médio e o alto, e como justificativa do programa nuclear foi criado o cenário de mercado alto mais provável (Camozzato, I, 2000, in Eletrobras, 2001, p. 83). Ainda nesse plano não havia as técnicas suficientes para simular os reservatórios e se optou pela regra de esvaziar primeiro o reservatório cujo metro cúbico gerasse a maior quantidade de energia ao longo da cascata do rio. Esta proposta foi substituída depois pela liberação da vazão do reservatório que mais gerasse na cadeia, somente até um ponto, denominado fai- REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

286 Dossiê Energia elétrica xa. Esse primeiro reservatório seria barrado nesse ponto e liberado o seguinte, até que todos utilizassem a primeira faixa, reiniciando-se todo o processo (Camozzato, 2000, in Eletrobras, 2001, p. 83). Em 1977 foi elaborado o primeiro plano nacional de energia elétrica, conhecido como Plano 92 ou Plano Nacional de Atendimento aos Requisitos de Energia Elétrica até 1992, com o objetivo de proporcionar diretrizes de ordem econômica e técnica para a DPE da Eletrobras. Foi o primeiro plano com visão da integração entre regiões e proporcionou subsídios pra o Plano 95. O Plano 95, elaborado em 1979, foi considerado o primeiro plano de expansão territorial e tinha dados mais precisos do potencial hidrelétrico brasileiro. Esse foi um plano de médio prazo com horizonte de 15 anos, levando em conta os prazos de construção das usinas e das linhas de transmissão (Eletrobras, 2002). Em 1977, a Eletrobras e o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel) completaram um modelo de programação dinâmica estocástica (PDE) que determinava a cada mês o despacho hidrotérmico de menor custo (Terry et al., 1986). O objetivo através do modelo era introduzir no planejamento do setor a dinâmica estocástica para agregar componentes estatísticos e projetar várias opções que cobririam todas as vazões possíveis. Em lugar de considerar o pior cenário ocorrido na série histórica de vazões, agora seriam tirados alguns índices do histórico, como, por exemplo, a média, o desvio padrão e a correlação temporal das vazões medidas, e seriam introduzidos no modelo PDE que simulava mensalmente o montante de geração térmica para obter o mínimo custo no horizonte desejado com todas as possibilidades de afluência (Kligermann, 2009; Terry et al., 1986). O GCOI criou um grupo de trabalho com representantes das concessionárias pra analisar o novo modelo e definir critérios para sua aplicação na operação do sistema (Eletrobras). Os critérios para uso do modelo nos estudos de operação do sistema foram estabelecidos em 1979, e o modelo PDE foi usado para determinar a estratégia de operação e índices de confiabilidade nos planos de expansão (Terry et al., 1986). Na década de 1980, o Estado começou a ser desacreditado e responsabilizado pela degradação das taxas de crescimento do período keynesiano. Era o ressurgimento da economia neoliberal e a implantação de reformas estruturais na maioria dos países da América Latina. O planejamento centralizado começou a ser questionado. Com o objetivo de dar um caráter sistemático ao planejamento, mas também com fins representativos dos diversos interesses das empresas estaduais, em novembro de 1980 foi criado o GCPS. Dois anos depois, mediante a Portaria n o de 1982, o GCPS foi reconhecido como organismo responsável pela expansão dos sistemas elétricos brasileiros. Um grupo importante, pertencente ao GCPS, foi o grupo de trabalhos de critérios de planejamento energético, o qual fez a difusão dos critérios de planejamento e criou um ponto de partida para introduzir a análise probabilística para a expansão do sistema. O planejamento do setor elétrico brasileiro esteve em mãos do GCPS até Em 1984, o GCPS programou trabalhos de revisão do planejamento de médio e longo prazo, entre os quais a avaliação do critério usado na garantia de fornecimento. Esse trabalho foi encomendado para um subgrupo com representantes do GCPS e do GCOI. As concessionárias estavam implementando o modelo de programação dinâmica estocástica desde 1979, que permitiu a introdução da análise probabilística no planejamento da expansão. Esse método possibilitou calcular o nível de risco no atendimento da demanda. O risco anual de déficit aceitável foi de 5%, e o planejamento da expansão e operação dos sistemas interligados passou a considerar esse risco de déficit para avaliar a disponibilidade de energia (Eletrobras, 2002, p. 219; Eletrobras, 2001, p. 37). Em 1985, com o início do governo Sarney, iniciava-se a redemocratização e a transição entre o modelo intervencionista militar e o modelo liberal. Nesse governo foi aprovado o Plano de Recuperação Setorial (PRS), com a supervisão da Eletrobras e a participação das empresas concessionárias e o Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica DNAEE. Esse plano continha os planos e obras a ser executadas até 1989, no entanto, os trâmites de negociação da dívida externa e os conflitos entre as concessionárias pelos recursos disponíveis frearam esse processo, somados às reformas promovidas nos setores de infraestrutura, obedecendo ao preceito de priorizar aqueles de caráter estratégico e rentabilidade assegurada (Mercedes, 22 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

287 2012). Outra das recomendações do PRS foi a revisão do Plano 2000 em 1985, um ano antes do previsto. O aporte do Plano 2000 esteve determinado pela inserção de outros setores no planejamento do setor elétrico, e as restrições da época fizeram com que o equilíbrio econômico-financeiro fosse uma das considerações mais importantes. A partir desse plano, os seguintes seriam uma revisão do anterior. O Plano 2010, Plano Nacional de Energia Elétrica , nasce em 1986 como revisão do Plano O Plano 2010 incluiu os recursos hídricos da Amazônia, usinas termelétricas e reintroduziu as usinas nucleares do Plano 90. Outro dos pontos foi a introdução do licenciamento das atividades que afetam o meio ambiente através do estudo de impacto ambiental e o respectivo Relatório de Impacto Ambiental EIA-Rima a partir de O Plano 2010 foi aprovado em 1988 como balizador do atendimento ao mercado de energia elétrica, mas, ao mesmo tempo, o GCPS foi responsabilizado por elaborar a expansão de curto prazo com os Planos Decenais de Expansão (Eletrobras, 2002). O primeiro deles foi o Plano de Expansão com projeções de PIB e de crescimento do sistema inferiores às propostas no Plano 2010 como consequência das modificações estruturais que estaria sofrendo a economia. Os cronogramas propostos no Plano 2010 foram postergados para ajustar a oferta com o mercado de energia. A entrada de obras como Belo Monte era incompatível com os recursos do setor, assim como a usina Ilha Grande (Eletrobras, 2002). O Plano 2010 foi dos primeiros a considerarem a redução das incertezas no planejamento de longo prazo. Na visão do GCPS, o planejamento de longo prazo, mais que acertar uma previsão, devia estabelecer uma referência, dado o caráter dinâmico do setor, e permitir a efetividade das ações frente a diferentes situações de mercado ou de suprimento. O Plano 2010 indicou a possibilidade de uso do modelo de evolução de mercado de demanda de energia (Medee) elaborado na França, que era um modelo contábil das necessidades energéticas da sociedade (Eletrobras, 2002, p. 250). Por sua parte, a Eletrobras, desde 1983, vinha desenvolvendo um modelo de programação lineal para a criação e análise de cenários baseado no custo mínimo de investimentos e operação denominado Markal, que já era utilizado em outros países para a avaliação dos sistemas energéticos. Porém, as estratégias calculadas por PDE para cada reservatório equivalente eram implementadas através do modelo Baltroc, que simulava os intercâmbios de fluxo de energia entre as regiões Norte e Nordeste e Sul e Sudeste/ Centro-Oeste com base em balanços com trocas empíricas (Kligermann, 2009). A partir de 1983 foi implementado o modelo Bacus, que utilizava o valor de água de cada subsistema para as trocas de energia, mas não levava de forma explícita os intercâmbios, motivo pelo qual não era bem avaliado, mas ao final era aceito de forma consensual. Somente a partir de 1998, quando foi introduzido o modelo Newave, foram considerados os intercâmbios entre subsistemas através da programação dinâmica dual estocástica (Kligermann, 2009). A PRIMEIRA FASE DA LIBERALIZAÇÃO FHC Em um contexto regional de implantação de ajustes de caráter liberal à economia, o Brasil também promoveu reformas nos setores de infraestrutura, obedecendo ao preceito de priorizar aqueles de caráter estratégico e rentabilidade assegurada. Especificamente em relação ao setor energético, a reestruturação tinha objetivos bastante definidos, considerando sua importância em termos de organização e crescimento econômico dos países. Esses objetivos incluíam (Mercedes, 2012b): Mercantilizar o serviço público de fornecimento de energia. Remover os entraves à globalização da indústria energética, permitindo o livre trânsito dos capitais internacionais, segundo seus interesses. Promover a ideologia da eficiência econômica: o setor privado é mais eficiente em promover alocação de recursos do que o setor público; o incremento de competição e a desregulamentação levam à eficiência econômica; políticas orientadas pelo mercado criam verdadeiras pressões democráticas sobre a gestão do sistema, pois a escolha econômica individual é a única autêntica expressão da liberdade na sociedade; somente a liberalização levaria à eficiência ambiental, por levar à abolição de tecnologias obsoletas. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

288 Dossiê Energia elétrica O governo Collor, que figura como o responsável pelo início da abertura econômica, apesar da retórica modernizante, não adotou logo de início as reformas liberais. O marco definitivo para a implantação dos ajustes foi estabelecido no governo seguinte, de Fernando Henrique Cardoso. Este sofisticou e acelerou o Programa Nacional de Desestatização (já implantado), endureceu a política de ajustes fiscais e estabilidade monetária e adotou o regime de âncora cambial, uma das premissas do Consenso de Washington. O setor elétrico foi amplamente reestruturado. O novo modelo foi elaborado pela consultoria inglesa Coopers & Lybrand, desconsiderando características fundamentais do sistema brasileiro (Figura 5). As reformas são sintetizadas na Tabela 4, comparadas às estruturas do modelo anterior, estatal. Como mencionado, ao instituir o GCPS e o GCOI, a indústria elétrica brasileira tinha praticamente completado seu arcabouço institucional. Os dois órgãos responsabilizavam-se, respectivamente, por elaborar o Plano de Expansão e o Plano de Operação do Sistema. Pelas características da geração, essencialmente hidráulica e baseada no aproveitamento das complementaridades hidrológicas das bacias ao longo do país, tanto a expansão quanto a operação dependem, ainda, de uma interação cooperativa entre agentes a fim de que não se percam suas principais vantagens: maior confiabilidade associada ao menor custo econômico. Trabalhando simultaneamente com os dados de mercado e com as condições hidrológicas das bacias (por exemplo, critérios probabilísticos de tabela 4 MODELO ESTATAL X MODELO liberal Modelo estatal Modelo liberalizado (1 a fase) Preços de geração regulamentados e contratos de suprimento renováveis Empresas integradas atuando em regime de monopólio Transmissão de energia agregada à geração Mercados cativos GCPS e planejamento normativo MAE mercado atacadista de concepção mercantil G, T, D e C como atividades independentes e limites à participação cruzada Malhas de transmissão/conexão e distribuição desagregadas e permitindo livre acesso Consumidores cativos + aumento gradual de livres + liberação paulatina CCPE e planejamento indicativo Planos decenais GCOI e condomínio de mercado Tarifa via serviço pelo custo e remuneração garantida até 1993 Aprovação dos serviços públicos de energia pelo DNAEE Restrição à atuação de autoprodutores e produtores independentes ONS operacionalizando mercado competitivo Tarifa regulada para consumidores cativos e preços competitivos e desregulamentados para livres e suprimento Concessões licitadas pela Aneel; todos os aproveitamentos considerados como PIE Regulamentação da atuação de autoprodutores e PIE e permissões de livre acesso à rede Fonte: Sauer, REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

289 figura 5 FLUXOGRAMA DAS ETAPAS DE REESTRUTURAÇÃO E DESESTATIZAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO 1. Antecedentes Modelo de financiamento entra em crise em 1981 Tentativa de revitalizar o setor em 1987 (PRS) Tentativas de reformação do setor em (Revise) Período de impasse e imobilismo (perda da capacidade de investimento do setor) Lei 8.631/93: Ajuste da estrutura de capital (26 bilhões) Desafogo financeiro das concessionárias NOVOS FATOS: Eleições e novos desequilíbrios financeiros: ressurgimento da crise Gradual amadurecimento do setor para as mudanças Início dos estudos para a privatização (BNDES) Atualização tarifária de 65% (1993) 100% até Políticas e ações do governo Fernando Henrique Cardoso Sob a ameaça de crise de suprimento pela falta de investimentos e hidrologia desfavorável (até 1996): 2.1 Bases da reestruturação: Lei das concessões e 9.074/95 Licitação Competição na geração Livre acesso à rede de transmissão Escolha livre do superior de energia 2.2 Desafio duplo: promover uma reestruturação consistente e duradoura e, ao mesmo tempo, expandir o mercado ("O MERCADO NÃO ESPERA PELAS MUDANÇAS") Reestruturação do setor Consultoria da Coopers & Lybrand (Projeto RE-SEB) Proposta básica: jun/97 Viabilização das decisões políticas: 2 0 semestre/97 Implementação (2 a 3 anos) EXPANSÃO DURANTE A TRANSIÇÃO Regulamentação mínima Produtor independente Aneel Prorrogação de concessões Cancelamento de 33 concessões de projetos não iniciados Redução dos níveis de inadimplência Alterações legais: apenas as absolutamente necessárias 2 0 sem/97 e 1 0 sem/98 Regulamentação (infralegal) Expansão na transição Interligação Norte-Sul Térmicas-gás natural Reforço no Sistema Sul/Sudeste Retomada de obras paralisadas (parcerias) Licitações de projetos Interconexões com países vizinhos Privatização Das empresas de distribuição em endamento, visando em base um mercado competitivo: contratos, concessão, gestão compartilhada entre Eletrobras e BNDES, concessionárias inviabilizadas Início das privatizações de ativos de geração da Eletrosul, Furnas, empresa de São Paulo e CEEE Privatização dos sistemas de Manaus, Rondônia e concessionárias estaduais Código de Energia Elétrica Ajustes na regulamentação (infralegal) CONSOLIDAÇÃO INSTITUCIONAL DE UM NOVO MERCADO COMPETITIVO Fonte: Brasil, 1998 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

290 Dossiê Energia elétrica risco de déficit, nível de armazenamento dos reservatórios), as duas entidades buscavam assegurar o mínimo risco de desabastecimento, tanto no longo prazo (expansão), quanto no curtíssimo prazo (operação). Do planejamento provinham, ainda, os custos marginais de expansão da geração, da transmissão e da operação, que balizavam tanto a tarifação, quanto o despacho otimizado (Oliveira et al., 1999). Durante o período FHC, o planejamento da expansão passou a ser efetuado pelo Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE) e a operação coube ao Operador Nacional do Sistema (ons), que manteve sua função na reforma Lula-Dilma. No âmbito do CCPE, importantes alterações foram introduzidas com a adoção do modelo liberalizado. De imediato, o fluxo de informações, antes compartilhado abertamente por todos os agentes, passou a ser tratado como de importância estratégica comercial pelos agentes privatizados, e não mais disponibilizado com a transparência de antes. O planejamento, que tinha caráter normativo, baseado nas premissas supramencionadas, passou a ser indicativo, fornecendo critérios técnicos e econômicos para que os agentes decidissem, de acordo com seus próprios interesses, o que era mais vantajoso empreender. Finalmente, passou a existir a tarefa política de assegurar um mínimo planejamento necessário à prestação de um serviço público, diante de atores privados, com programações próprias, não necessariamente produzidas no país (orientações vindas das matrizes, dentro de contextos supranacionais) (Mercedes, 2002). O ons, entidade civil de direito privado, substituiu o GCOI, mantendo praticamente todas as suas funções. De forma pitoresca, o exercício de tais funções era apresentado, como peça de publicidade institucional, como uma vantagem para a sociedade. Ao contrário do CCPE, que se apoiava, ainda, sobre a capacidade técnica acumulada da Eletrobras, no ons ocorreu uma grande desarticulação de pessoal habilitado, que redundou, nos primórdios de sua implantação, num blecaute de proporções nacionais. No episódio da crise de abastecimento, embora o órgão tivesse conhecimento das graves consequências que decorreriam do deplecionamento dos reservatórios a fim de suplantar a falta de turbinas, até 2001, ao contrário do órgão que lhe deu origem, nenhuma atuação (ou força) política teve no sentido de promover qualquer mudança de rumo na condução do problema, impedindo tal uso. Demonstrou ter-se tornado um órgão meramente executivo (Mercedes, 2002). Além da perda de competência técnica, com o desmonte das principais áreas de planejamento e operação do sistema elétrico, do surgimento e ampliação dos custos de transação e custos regulatórios, da inadequação do modelo e falta de cultura regulatória, que permitiram abusos por parte dos novos concessionários e do aumento exponencial das tarifas, um evento ficou como a marca derradeira das reformas: o racionamento de energia ocorrido em Antes, vários blecautes, por má gestão, má operação e manutenção, com explicações, no mínimo pitorescas. A falta de investimentos em capacidade instalada e o fracasso do programa prioritário de termelétricas levaram ao deplecionamento dos reservatórios do Sistema Interligado Nacional (SIN) e culminaram no racionamento (Mercedes, 2012b). O planejamento energético vem buscando, sobretudo nos últimos anos, após a liberalização dos setores de infraestrutura, resolver simultaneamente um problema prioritariamente técnico, vinculado à operação dos sistemas elétricos, e outro, que é econômico-financeiro, isto é, trata-se de obter um plano ótimo de operação que reduza os custos da energia, os riscos técnicos, de déficit, e os negociais, pois agentes privados atuam nesse setor. Buscando esse tipo de solução, tornou-se necessário dispor de modelos de programação cada vez mais robustos, o que foi permitido pelo avanço da computação e das teorias de modelagem (Lopes, 2007). No caso do sistema brasileiro, hidrotérmico, interligado, essa busca assumiu o caráter de prioridade quase absoluta. Como relatam Lopes (2007) e Amaral (2003), o Cepel, pertencente ao sistema Eletrobras, e a Coppe tiveram importante papel no desenvolvimento do sistema que hoje domina completamente a operação e a precificação de energia no país: o Newave. Segundo os autores, uma vez que a Eletrobras já desenvolvia programas de modelagem desde o final da década de 1970 e a partir das primeiras propostas metodológicas na linha da programação dinâmica dual estocástica, elaboradas ainda na década de 1980 (Lopes, 2007), o 26 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

291 Newave ganhou importância no setor no período da liberalização, mais especificamente a partir de 1999, enquanto seu complemento, o programa Decomp, passou a ser empregado a partir de 2001 (Amaral, 2003). Destinado ao cálculo do custo marginal de operação do sistema, que, por sua vez, baliza o cálculo do preço a ser utilizado nas transações de curto prazo (mercado spot, no período liberalizado; de liquidação de diferenças, no presente) (Figura 6), o preço definido a partir do uso dos programas Newave e Decomp passou a balizar praticamente todas as transações que envolvem a energia elétrica no país. Uma vez que embute o risco representado pela estocasticidade decorrente da predominância hidráulica na geração, o seu uso levou ao estabelecimento de uma forte característica especulativa, com consequências que já se mostraram desastrosas para a sociedade brasileira. A SEGUNDA FASE DA LIBERALIZAÇÃO LULA E DILMA Os equívocos cometidos pelo governo anterior, que conduziram, no setor elétrico, ao racionamento de 2001, foram, como narra D Araújo (2009, p. 191), o principal interesse ao longo da campanha presidencial do Partido dos Trabalhadores em 2002: Evidentemente, por ter sido a mais equivocada política pública do governo Fernando Henrique Cardoso, a privatização das empresas e o modelo mercantil implantado foram alvo da campanha do então candidato Luís Inácio Lula da Silva. O Instituto Cidadania, entidade com óbvias relações com o Partido dos Trabalhadores, promoveu diversas reuniões com técnicos, que vinham apontando esses erros, mesmo aqueles sem ligações partidárias. Em julho de 2002, produziu um texto denominado Diretrizes e Linhas de Ação para o Setor Elétrico Brasileiro. Esse documento, cuja elaboração foi coordenada por Pinguelli Rosa, no Instituto Cidadania, e foi realizada por uma equipe que incluía nomes como Ildo Sauer e o próprio Roberto D Araújo, encerrava, em seu índice, uma hierarquia das ações e urgências que deveriam nortear a gestão setorial, caso a candidatura Lula fosse vitoriosa (Rosa, 2004), e que decorriam da necessidade de enfrentamento imediato e revisão profunda do modelo de liberalização plena, fracassado: I Política Energética: implicações estratégicas. II O Quadro Resultante da Crise e as Medidas do Governo. III Princípios Básicos de um Novo Modelo. IV Modelo de Serviço Público Integrando Empresas Elétricas Estatais e Privadas. V Diferenças entre o Modelo (anterior) e a Presente Proposta (novo modelo). VI Ações Imediatas para Superar a Crise. figura 6 CÁLCULO DO CMO UTILIZANDO O NEWAVE E O DECOMP Dados para NEWAVE atualização mensal NEWAVE Função Custo Futuro (NEWAVE) Dados para DECOMP atualização semanal DECOMP CMO Fonte: Machado, 2007 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

292 Dossiê Energia elétrica Além desse documento, o próprio programa de governo da campanha de 2002, sobre o setor elétrico, apontava: 8. [ ] O novo governo trabalhará com um planejamento energético integrado, de maneira a viabilizar novas dinâmicas para os setores de hidroeletricidade, petróleo e gás natural, carvão, de geração nuclear, fontes alternativas (eólica, solar e biomassa), de eficiência energética e cogeração e geração distribuída [ ]. [ ] 31. No nosso governo, as bases de sustentação dessa atividade não serão entregues apenas às forças do mercado nem a uma visão tecnocrática e autoritária, centralizadora. Devem ter caráter participativo, criando mecanismos de controle social e de incorporação de contribuições dos diversos segmentos da sociedade, dos consumidores residenciais, da indústria, da agricultura, do comércio e dos serviços. [ ] [ ] 38. As ações básicas serão desenvolvidas no sentido de impedir a transferência de renda do setor energético; retomar os investimentos setoriais, alavancando os expressivos recursos próprios das empresas públicas e atraindo o capital privado para expansão do sistema; impedir a cisão de Furnas, Eletronorte e Chesf, orientando as empresas que se mantêm sob o controle da União e dos estados a reinvestirem na expansão, de acordo com a capacidade financeira de cada uma (Palocci Filho & Daniel, 2002). Em março de 2003, já no governo Lula, Sauer lançou, em evento público na Universidade de São Paulo, a proposta de modelo institucional oriunda dos debates realizados no âmbito do grupo de pesquisa USP 1105, a mesma que levara para os debates do Instituto Cidadania e que apresentara, dias antes, ao governo empossado. Sua proposta, equivocadamente identificada como modelo single buyer, do Banco Mundial, previa, contudo, uma participação majoritária do Estado na apropriação da renda setorial, visando a sua redistribuição no próprio setor e em outras prioridades definidas em processos públicos e transparentes. Ainda assim, o modelo, aprimorado, foi proposto como major buyer (Figura 7). Entretanto, o novo Ministério de Minas e Energia, encabeçado por Dilma, optou por desenvolver uma terceira proposta, baseada em arranjo, este sim, preconizado pelo Banco Mundial: multiple buyers, multiple sellers in bilateral markets (múltiplos compradores, múltiplos vendedores em mercados bilaterais) (figuras 8 e 9). Pereira (2003) narra os eventos decorridos da disputa entre modelos, que marcou o primeiro ano do governo Lula: O Ministério de Minas e Energia, diz o seu secretário-geral, Maurício Tolmasquim, já se decidiu em relação à questão básica que emperrava a apresentação do novo modelo para a reestruturação do setor elétrico: entre o mercado e o planejamento optou pelos dois vai tentar combinar um planejamento estatal determinativo com um modelo de geração, transmissão e distribuição baseado na competição e no mercado. No novo modelo, uma entidade provisoriamente chamada de Administradora da Contratação de Energia (ACE), sob controle público, planejará e determinará as novas licitações necessárias para atender à demanda prevista. A ACE tenta corrigir o principal e mais visível defeito do modelo herdado de Fernando Henrique Cardoso. Apoiado num planejamento apenas indicativo e nas iniciativas dos investidores privados, o modelo de inspiração neoliberal, que privatizou grande parte da distribuição e fracassou na implantação de um mercado livre de compra e venda de energia no país, não garantiu a instalação de novas usinas e linhas de transmissão com capacidade suficiente para suprir o consumo previsto, o que levou o país ao flagelo do apagão de A entidade pública anunciada, diz Tolmasquim, tentará induzir as distribuidoras a realizarem contratos de expansão do fornecimento dentro das previsões oficiais, mas suas avaliações serão determinativas, em última instância, apenas para ela própria. No modelo proposto para a ACE prevaleceu a opção de menor intervenção estatal possível: as distribuidoras de energia negociarão diretamente seus novos contratos de fornecimento com as geradoras e poderão divergir do planejamento oficial, contratando menor fornecimento por considerarem excessivo o consumo previsto. 28 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

293 figura 7 PASSOS DO PLANEJAMENTO DETERMINATIVO NO MODELO PROPOSTO POR SAUER Estudos de matriz energética, estudos de inventário, licença ambiental prévia e relatório de passivo social Previsões de demanda, estudo das opções locais, regionais e nacionais Otimização das opções de oferta, geração e transmissão: Plano indicativo anos Revisão do plano incorporando alternativas de blocos de energia gerada e/ou conservada Contestabilidade: divulgação, audiências públicas, plano aberto a receber propostas de blocos de energia gerada e/ou conservada PLANO DETERMINATIVO Licitações bem-sucedidas Sim Não Processo de contratação: energia gerada e conservada Licitações: cias. estatais, privadas e consórcios/spes para o horizonte do plano CNEA define agentes responsáveis pela execução e garante os recursos Fonte: Sauer, 2003 figura 8 MAJOR BUYER X MULTIPLE BUYERS, MULTIPLE SELLERS IN BILATERAL MARKETS (MULTICONTRATAÇÃO BILATERAL) The bilateral contracts model for electricity trading Generators Transmission and dispatch Distributors Consumers Note: The red lines represent electricity trading. The transmission and dispatch entity may have contracts with market players, but these are not for the trading of electricity. An example is a contract with generators for ancilary services (such as frequency control, spinning reserve and cold reserve) Fonte: Lovei, 2000 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

294 Dossiê Energia elétrica figura 9 PROPOSTA DE MODELO INSTITUCIONAL PARA O SETOR ELÉTRICO Modelo geral da contratação da energia Geração Transmissão Distribuição Consumo Ambiente de contratação administrada PIE PIE Ambiente de livre contratação CL PIE COM CL CL CL PIE: produtor independente de energia; COM: comercializador; CL: consumidor livre Fonte: Brasil/MME, 2003 Nesses casos, o Estado contratará diretamente os projetos adicionais de geração e transmissão que considera indispensáveis para atender à demanda. Assim, como regra, a ACE não contratará nem a compra nem a venda de energia diretamente; será uma mera repassadora de contratos. Tolmasquim, 43 anos, provisoriamente também secretário de Política Energética do Ministério de Minas e Energia, é não apenas o coordenador mas o mentor dessa solução. Sua proposta surgiu depois que a ministra descartou outra fórmula, apresentada em Um Novo Modelo para o Setor Elétrico Brasileiro, texto assinado por Ildo Sauer, professor da Politécnica de São Paulo. Sauer, depois de Luiz Pinguelli Rosa, atual presidente da Eletrobras, foi talvez o principal articulador das propostas de política energética do Instituto da Cidadania, do então candidato Luiz Inácio Lula da Silva. Seu texto começou a ser preparado depois da vitória de Lula no segundo turno das eleições do ano passado; ficou pronto depois do carnaval; e foi debatido com a ministra no início de março. Como não foi aprovado, a Eletrobras, sob o comando de Pinguelli, criou o Genese Grupo de Estudo para Nova Estruturação do Setor Elétrico, com a participação de Sauer, para apresentar nova solução. Posteriormente, o mme criou através da Portaria 040/2003 seu próprio grupo de trabalho, sob a coordenação de Tolmasquim. Agora, diz o secretário-geral, a proposta oficial está basicamente definida e em duas semanas será detalhada para apresentação formal e debate público. Na proposta de Sauer, o órgão público encarregado da contratação de energia não seria apenas um repassador de contratos a serem feitos diretamente entre geradoras e distribuidoras. Ele contrataria as compras e as vendas. E, na intermediação entre a produção e o consumo, apropriaria, para o Estado e para os projetos de inclusão social do governo, a chamada renda hidráulica, decorrente do fato de as velhas geradoras hidrelétricas estatais produzirem energia a preços duas a três vezes menores que os do mercado global atual, 30 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

295 definido pelos custos das geradoras termelétricas que prevalecem nos países desenvolvidos. Sobre a proposta apresentada no início do ano, Bandeira (2003) opina: A figura 5 1 reproduz ilustração do documento disponibilizado pelo mme, corroborando a conclusão de que, à luz da teoria relativa a modelos para a indústria de energia elétrica apresentada no presente documento, o mme não está propondo, de fato, uma alteração de modelo. Realmente, para que ocorresse uma efetiva alteração de modelo do setor elétrico nacional, para um modelo com menos competição, um modelo do tipo 3 ou do tipo 2 (vide Capítulo I), extinguindo o ambiente de mercado e a figura do consumidor livre, haveria necessidade de rompimento de contratos vigentes, ou de oferecimento de vantagens adicionais aos agentes para que estes, voluntariamente, abrissem mão de direitos contratuais, resultantes, portanto, de ato jurídico perfeito. Ambas as hipóteses apresentam custos elevadíssimos para o país e resultariam num aumento do risco setorial, afastando investimentos privados do setor elétrico nacional, com implicações possíveis no risco país, e todas as consequências indesejáveis associadas. Não obstante estar sendo mantido o modelo de competição no varejo, a proposta divulgada pelo MME, como veremos adiante, introduz um agente de contratação de energia, o denominado Administrador dos Contratos de Energia Elétrica ACEE, sem que se possa extinguir agentes existentes ou o ambiente de mercado, como visto. Em consequência, a introdução do agente proposto, no curto prazo, resultará no aumento da complexidade das regras, no aumento das incertezas para os investidores, e no aumento dos custos setoriais, refletindo-se inevitavelmente no aumento das tarifas. Os reflexos das alterações propostas para o setor, no médio prazo, serão abordados mais à frente no presente trabalho. 1 A figura 5 à qual se refere o autor é uma reprodução da Figura 6b, extraída do documento original do MME. O modelo definitivo foi lançado em novembro de 2003, com a maioria das características que ainda apresenta, sobretudo quanto ao arranjo comercial. Rosa et al. (2004) sintetizam a comparação entre as características do modelo de liberalização plena, da proposta oriunda das discussões do Instituto Cidadania e da proposta finalmente implementada pelo governo (Tabela 5). O SETOR ELÉTRICO ATUAL BREVE RETRATO O sistema elétrico brasileiro é um sistema hidrotérmico, com predominância de geração de base hidráulica. Trata-se de um sistema de grande porte, majoritariamente interligado (SIN Sistema Interligado Nacional), com existência de sistemas isolados, dividido em quatro subsistemas: SE-CO, N, NE, S. Além da geração hidrelétrica e termelétrica fóssil (gás natural, carvão, óleo combustível), renovável (biomassa residual e virgem ) e nuclear, incorpora geração eólica (crescente nos últimos anos), solar fotovoltaica (insignificante) e importação de energia. A geração hidrelétrica de grande porte, em especial as usinas mais antigas, é dotada de reservatórios de regularização (em período mais remoto, plurianual e, atualmente, intra-anual). Esses reservatórios acumulam água nos períodos úmidos e a liberam nos períodos secos. A interligação do sistema, através de uma malha de transmissão de grande extensão e, consequentemente, das bacias hidrográficas nas quais se localiza a infraestrutura de geração, promove uma complementaridade entre os diversos regimes hidrológicos regionais. Permite, também, uma geração cerca de 25% superior à que seria obtida sem a interligação. A operação do sistema é feita de forma centralizada, pelo Operador Nacional do Sistema (ons), visando a garantir a segurança do suprimento ao menor custo possível (otimização e confiabilidade energética) e a estabilidade elétrica. Para o atendimento dessas premissas, é efetuado o planejamento da operação, cuja periodicidade pode ser diária, semanal, mensal, quadrimestral, anual e de mais longo prazo. Como critério de garantia de suprimento, a estratégia de operação do SIN considera, atualmente, o teto para o risco de ocorrência de déficit de energia (risco de déficit) o não atendi- REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

296 Dossiê Energia elétrica tabela 5 COMPARAÇÃO ENTRE O MODELO LIBERAL (FHC), O MODELO PROPOSTO PELO INSTITUTO CIDADANIA E O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO Item Modelo anterior Proposta do Instituto Cidadania Novo modelo Descontratação de energia Sim Suspender Mantida Eletrobras no PND Sim Retirar Retirada Restrições de investimentos da Eletrobras e de ser majoritária em parcerias Sim Revogar Não revogada Natureza da geração elétrica Mercantil Serviço público Forma de exploração das usinas Produção independente Concessão Serviço público e mercantil Concessão com muitos prod. ind. Geração e transmissão Desverticalizar Não desverticalizar Não desverticaliza Mercado atacadista Indutor de investimento Extinguir Substituído Garantia de suprimento Mercado Poder público Poder público Produtores independentes Maioria Exceção Grande número Planejamento Indicativo Determinativo Determinativo Novas usinas Licitação onerosa de hidrelétricas Licitar todas por menor tarifa Licita todas por menor tarifa Despacho de usinas Oferta de menor preço Menor custo Menor preço Energias alternativas Mercado Política energética Proinfa e mercado Térmicas a gás natural Obedece a contratos Complementar Obedece a contratos Participação privada Privatizações Suspender Suspensas Financiamento Atração de invest. privados Recursos públicos e privados Prioridade de invest. privados Política energética Dada pelo mercado. Definida pelo governo Indefinida Regulação Aneel Integrada Aneel Fonte: Rosa, 2004 mento de 5% do mercado. No período anterior à liberalização do setor, esse critério considerava inaceitável um risco superior a 5% da ocorrência de qualquer déficit (Rosa et al., 2000). Um instrumento da gestão da operação é a curva de aversão ao risco, que mostra a evolução dos requisitos mínimos de armazenamento de energia (energia armazenável), em cada subsistema, para atendimento de toda a carga. A gestão do setor elétrico brasileiro considera, para o planejamento da expansão, para o planejamento da operação e para a comercialização de energia, os custos marginais de curto (Cmo custo marginal de operação) e de lon- 32 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

297 go prazo (CME custo marginal de expansão). Os Cmos refletem o atendimento da demanda (carga incremental de 1 MW) sem incorporar a adição de novos empreendimentos, usando, para isso, a reserva do sistema, o aumento da importação ou a degradação da qualidade do abastecimento. Os CMEs refletem o atendimento da carga incremental considerando a incorporação de novos empreendimentos, além das demais alternativas. Por definição a confiabilidade ótima do sistema é atingida quando o Cmo iguala o CME (EPE, 2011; Camargo, 1996). Essa premissa é adotada no planejamento setorial brasileiro, por recomendação do Banco Mundial, desde a década de 1980 (Santana, 1993; Camargo, 1996). As características do sistema (hidrotérmico, interligado) tornam necessária a otimização do despacho ordenamento no tempo e no espaço da entrada em operação de cada planta, para o atendimento da carga a cada momento, a fim de obter o menor custo possível. São levados em conta, entre outros parâmetros, o custo da geração térmica, o valor da água e a demanda. A técnica utilizada para realizar a otimização é a programação dinâmica dual estocástica (PDDE), base do programa Newave, que, aplicada em conjunto com o programa Decomp, calcula o Cmo. A partir do Cmo, é calculado o preço de liquidação de diferenças (PLD), introduzido na liberalização do setor, para balizar as transações spot no antigo Mercado Atacadista de Energia (MAE). O PLD foi mantido no atual modelo, valorando a energia nas operações de liquidação dos saldos no mercado de curto prazo, sob a coordenação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Nisso o Brasil difere da maioria dos modelos internacionais, onde o preço é determinado por equilíbrio entre oferta e demanda, através de leilões de compra e venda (Queiroz, 2007). Desde então, o PLD vem sendo amplamente utilizado como sinalizador de valor e preço da energia no Brasil, sob as críticas de um grande número de especialistas do setor. O arranjo comercial prevê um ambiente de contratação regulado (ACR) e um ambiente de contratação livre (ACL). No ambiente regulado, a contratação da energia se dá por meio de leilões (de várias modalidades), cujo critério para a seleção é a oferta do menor preço de venda da energia. No ACL, são feitas transações bilaterais entre compradores e vendedores que determinam entre si todas as condições do negócio. Trata-se de um modelo conhecido como multicontratação bilateral, proposto pelo Banco Mundial no início dos anos 2000 como forma de mitigar as diversas crises que atingiram mercados liberalizados em vários países (destaque para a crise da Califórnia e para a crise brasileira), reduzindo o grau de liberalização. A regulação tarifária (distribuição) segue o modelo do preço-teto incentivado, que prevê reajustes anuais e revisões periódicas. No período entre as revisões, o concessionário pode se apropriar de todo o excedente que obtiver. Nas revisões, entretanto, é calculado o Fator X, que pode ser positivo ou negativo e, em tese, repartiria com a sociedade, no período seguinte, os ganhos de eficiência. O atual modelo foi estabelecido pelo governo Lula, com premissas iniciais de garantir segurança do abastecimento, promover a universalização do acesso, a expansão das fontes renováveis e a modicidade tarifária. Entretanto, a manutenção das características básicas do modelo mercantil de FHC, o aumento da complexidade resultante da adoção do modelo de multicontratação bilateral, as inúmeras brechas inerentes ao arcabouço legal-institucional e vários equívocos de gestão resultaram, nos dez anos de sua duração, em uma das mais altas tarifas do mundo; persistente defasagem no planejamento e investimentos; precárias condições de manutenção e operação (sucessão de apagões e apaguinhos ) e na permanência de um ainda enorme contingente de sem luz. CONSIDERAÇÕES FINAIS Desde que se tornou parte intrínseca do modo de vida urbano e industrial que hoje determina a existência da maior parte dos seres humanos do planeta, a energia elétrica adquiriu um caráter de essencialidade que dificilmente dela se dissociará. A despeito da forma encontrada para a prestação do serviço e dos custos REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

298 Dossiê Energia elétrica associados, a não provisão de energia, sobretudo elétrica, pode determinar a inclusão social dos indivíduos e, em certos casos, sua própria sobrevivência. Na trajetória do setor elétrico brasileiro, várias reformas, revisões, reestruturações foram tentadas tendo, em vários momentos, tais experimentos se dado à custa do bem-estar da população. Ao longo desse processo, o planejamento energético também teve seu caráter alterado, computando os mais sensacionais fracassos desde o período da liberalização do setor, nos anos 1990, até o presente. Desde o início do planejamento brasileiro, com o grupo Canambra, até finais, com a atuação plena da Eletrobras, de 1979, o uso do critério determinístico baseado nas séries históricas de vazões para expansão do sistema mostrou-se razoável embora gerasse incertezas, como o fato de não permitir a avaliação do risco. Em 1979, a programação dinâmica estocástica e a introdução da análise probabilística permitiram gerar mais cenários prováveis de afluência e a função do mínimo custo, inserindo também a operação com termelétricas. Porém, a avaliação do risco ficou limitada para hidraulicidades severas. Os sistemas Baltroc e Bacus ajudaram com a implementação desses novos critérios, porém ainda deixavam as trocas entre subsistemas incipientes. A introdução da programação dinâmica dual estocástica e o Newave, em 1998, deram mais eficiência na busca da otimização econômico-financeira, mais acorde com o modelo liberal mercantil que o setor passou a ter. Nas décadas de 1970 e 1980, a Eletrobras gerou uma série de planos que diversificaram a representação das fontes disponíveis para geração, inclusive as usinas nucleares e os potenciais hidráulicos da Bacia Amazônica foram incluídos, mas as conjunturas econômicas foram variando sua implementação. O critério da segurança de abastecimento e, portanto, de risco também mudou, de acordo com os interesses dos atores e a configuração setorial do momento. Se antes do governo FHC tratava-se de prover socialmente o serviço, e o risco, assim como os benefícios, era compartilhado solidariamente entre os agentes, posteriormente cada um passou a buscar para si e em benefício próprio o menor prejuízo, ou a visar à arrecadação da maior parte possível do excedente. A síntese desse quadro é a situação vivida atualmente pelo setor elétrico brasileiro que, detentor de uma enorme capacidade e um acúmulo de conhecimento na área de planejamento de expansão da oferta e de operação de um dos sistemas mais complexos e sinérgicos do mundo, como se tentou descrever, vê-se à beira de um colapso técnico e econômico como poucos países se é que algum já passou por isso já viveram. A pergunta que permanece sobre qual será o melhor método e qual a melhor orientação para planejar o setor elétrico brasileiro, mais uma vez, está sem resposta o futuro, em breve, dirá. 34 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

299 Bibliografia AMARAL, L. F. M. Modelos Lineares e Não Lineares na Modelagem do Preço Spot de Energia Elétrica do Brasil. Dissertação de mestrado. Rio de Janeiro, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica do Departamento de Engenharia Elétrica da PUC-Rio, ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica. Superintendência de Planejamento da Gestão SPG. Prestação de Contas Ordinária Anual. Relatório de Gestão do Exercício de Brasília, Aneel, BANDEIRA, F. P. M. Análise das Alterações Propostas para o Modelo do Setor Elétrico Brasileiro, in Consultoria Legislativa Estudo. Brasília, Câmara dos Deputados, BRASIL. MME Ministério de Minas e Energia. Secretaria de Energia. Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro: Encaminhamentos e Resultados. Brasília, MME/SEN, Proposta de Modelo Institucional para o Setor Elétrico. Brasília, CAMARGO, C. C. B. Gerenciamento pelo Lado da Demanda: Metodologia para Identificação do Potencial de Conservação de Energia Elétrica de Consumidores Residenciais. Tese de doutorado. Florianópolis, Programa de Pós-graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal de Santa Catarina, D ARAÚJO, R. P. O Setor Elétrico Brasileiro uma Aventura Mercantil. Brasília, Confea, EPE Empresa de Pesquisa Energética. Aspectos Fundamentais do Planejamento Energético. Rio de Janeiro, EPE, Custo Marginal de Expansão: Metodologia de Cálculo 2011, in Nota Técnica EPE-DEE-RE-091/2011-r0. Rio de Janeiro, EPE, HOLLAUER, G. Pesquisa e Desenvolvimento de Fontes Renováveis de Energia, in Conferência Brasileira de Energia Sustentabilidade Energética no Século XXI, Brasília. Disponível em: comissoes-permanentes/cmads/notastaq/congresso/conferencia-brasileira-de-energia- 6-e /gilberto-hollauer_mme/view. Acesso em: 13/11/2014. IANNONE, R. A. Evolução do Setor Elétrico Paulista. Tese de doutorado. São Paulo, Faculdade de Filosofia Letras e Ciências Humanas, Departamento de História da USP, KLIGERMANN, Alberto Sergio. Um Sistema de Apoio à Decisão Bicritério para o Planejamento da Operação Energética. Tese de doutorado. Niterói, Universidade Federal Fluminense, LOVEI, L. Single Buyer Model: a Dangerous Path Toward Competitive Electricity Markets, in Public Policy for the Private Sector. Note n Washington, DC, World Bank Group, Private Sector and Infrastructure Network, dez MACHADO, A. C. F. A Evolução do Mercado Livre de Energia, in Enase Encontro Nacional dos Agentes do Setor Elétrico, IV. São Paulo, 13 de setembro de MELLO, M. F. Os Impasses da Privatização do Setor Elétrico, in Texto para Discussão N o 365. Rio de Janeiro, Departamento de Economia da PUC-RJ, MERCEDES, S. S. P. Análise Comparativa dos Serviços Públicos de Eletricidade e Saneamento Básico no Brasil: Ajustes Liberais e Desenvolvimento. Tese de doutorado. São Paulo, Programa Interunidades de Pós-graduação em Energia da USP, Marcos Constitutivos do Setor Elétrico Brasileiro, in Gildo Magalhães (org.). História e Energia: Memória, Informação e Sociedade. 1 ed. São Paulo, Alameda Casa Editorial, 2012a, v. 1, pp REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

300 Dossiê Energia elétrica. Economia da Geração Termoelétrica: Curso de Especialização Lato Sensu, Gestão e Supervisão de Termelétricas. São Paulo, IEE-USP, 2012b. OLIVEIRA, A et al. Setor Elétrico, in F. Rezende; T. B. Paula (coords.). Infraestrutura: Perspectivas de Reorganização: Setor Elétrico. Brasília, Ipea, PALOCCI FILHO, A.; DANIEL, C. Programa de Governo 2002 Coligação Lula Presidente. São Paulo, Comitê Lula Presidente, PEREIRA, R. R. O Debate sobre um Novo Modelo para o Setor Elétrico: o Plano Tolmasquim. Rio de Janeiro, Ponto de Vista, 2/5/2003. Disponível em: br/eletrobras/artigos/pereira1.htm. Acesso em: 18/5/2015. QUEIROZ, A. R. Simulação de Custos Marginais em Mercado de Energia Elétrica Utilizando Redes Neurais. Dissertação de mestrado. Itajubá, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Itajubá, ROSA, L. P. et al. Diretrizes e Linhas de Ação para o Setor Elétrico Brasileiro Instituto de Cidadania, in Congresso Brasileiro de Energia, X, A Universalização do Acesso à Energia. Rio de Janeiro, Disponível em: Pinguelli.pps. Acesso em: 18/5/2015. ROSA, L. P.; TOLMASQUIM, M. T.; D ARAUJO, R. O Brasil e o Risco de Déficit de Energia. Rio de Janeiro, COPPE/UFRJ, Disponível em: espanol/estudos/pinguele2.doc. Acesso em: 5/4/2013. SANTANA, E. A. Questões Fundamentais para o Estudo da Economia de Escala do Setor Elétrico Brasileiro, in Textos de Economia, 4(1), 53-62, SAUER, I. L. Um Novo Modelo para o Setor Elétrico Brasileiro, in I. L. Sauer et al. (orgs.). A Reconstrução do Setor Elétrico Brasileiro. São Paulo, Paz e Terra, TERRY, L. A. et al. Coordinating the Energy Generation of the Brazilian National Hydrothermal Electric Generating System, in Interfaces, v. 16, 1: January-February, 1986, pp ZAMBELLI, M. S. Planejamento da Operação Energética Via Curvas-Guias de Armazenamento. Campinas. Dissertação de mestrado. Campinas, Unicamp, REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

301 O estado atual do setor elétrico brasileiro José Goldemberg

302 Dossiê Energia Justiça brasileira elétrica RESUMO Neste artigo é feita uma análise da evolução do sistema de produção de eletricidade, que até recentemente era predominantemente hidrelétrica e que atendeu bem às necessidades do país até o fim do século XX. O abandono da construção de grandes reservatórios que acompanhassem o aumento de geração tornou o sistema vulnerável a variações de clima e precipitação hídrica, o que levou a uma carbonização do sistema com usinas térmicas representando hoje cerca de 30% da energia produzida. A expansão da geração de eletricidade com fontes renováveis de energia (biomassa, eólica, solar) é apresentada como a solução para esse problema. Palavras-chave: energia hidrelétrica; carbonização da matriz energética; usinas a fio d água. ABSTRACT In this article, an analysis is made of the evolution of the electric energy production system, whose grid was until recently mostly based on hydroelectric power, and which served well the needs of the country up to the end of the 20th century. Shifting away from the building of big reservoirs to keep pace with the growth in generation has rendered the system vulnerable to climate changes and pluvial precipitation, and that has led to an increasing use of coalfired power by the system, which now boasts thermal power stations accounting for about 30% of all energy production. The expansion of generation of electricity using renewable energy sources (biomass, wind, solar) is advanced as one solution to this problem. Keywords: hydroelectric power; increased coal use in the energy matrix; run-of-river plants. 38 REVISTA USP São Paulo n. n p. p março/abril/maio janeiro/fevereiro/março

303 Desde o fim do século XIX é predominante a geração hidrelétrica na produção de eletricidade, o que persistiu até recentemente, como mostra a Figura 1, mas está caindo rapidamente após A principal causa para esse declínio é o esgotamento dos aproveitamentos disponíveis no Sudeste do país, onde se concentra a maioria das grandes usinas hidrelétricas com grandes reservatórios, beneficiando-se da topografia acidentada da região. À medida que os novos aproveitamentos se deslocaram para a região amazônica, que é muito mais plana, grandes reservatórios se tornaram mais difíceis de ser incorporados aos projetos por uma variedade de razões, que vão desde os problemas sociais e ambientais ocasionados por eles, até uma falta de interesse de empresas em despender recursos para atenuá-los. A Figura 2 mostra que, desde 1985, o aumento da potência instalada das hidrelétricas deixou de ser acompanhado pelo aumento do volume de água armazenada nos reservatórios. Usinas a fio d água se tornaram a regra e não a exceção. Com esse tipo de usina a produção de eletricidade fica totalmente dependente do regime de chuvas e fluxo de água dos rios. A evolução do armazenamento de água nos reservatórios da Região Norte mês a mês desde o ano 2000 até 2014 é mostrada na Figura 3. A Figura 4 mostra a evolução do armazenamento nos reservatórios da Região Sudeste. O que fica claro nesses gráficos é que o volume armazenado cresce nos meses chuvosos (no início do ano), atinge um máximo no meio do ano, após o que começa a cair (nos meses secos do inverno), atingindo um mínimo no fim do ano. Também é evidente nesses gráficos o declínio sistemático do volume armazenado. A Figura 5 compara a percentagem de armazenamento máximo dos anos 2001 e 2014, mês a mês, para o conjunto de todos os reservatórios do país: a queda do armazenamento, que era de cerca de 20% nos primeiros meses do ano, caiu para cerca de 50% nos últimos meses do ano. A única razão pela qual não existe ainda uma falta generalizada de eletricidade no país se deve à geração térmica, incluindo biomassa e energia nuclear, que foi de 29,5% em A Tabela 1 compara as contribuições das diferentes formas de energia em 2008 e 2013 (Figura 6). A expansão das alternativas à hidreletricidade tem ocorrido de modo mais significativo através do uso de gás natural derivado de petróleo e carvão, o que tem levado a um aumento da poluição local e da carbonização da matriz hidrelétrica do país. As alternativas envolvendo energias renováveis (biomassa e eólica), que representaram 8,7% em 2013, têm, contudo, se expandido pou- JOSÉ GOLDEMBERG é professor do Instituto de Energia e Ambiente (IEE-USP) e ex-reitor da USP. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

304 Dossiê Energia elétrica co devido à sistemática dos leilões de energia nova, que são feitos por fonte separadamente. Nesses leilões todas as fontes competem em igualdade de condições tendo em vista a modicidade tarifária, isto é, o preço mais baixo da energia produzida. Esse procedimento não leva em conta as peculiaridades de cada uma das energias que têm efetivamente custos diferentes de produção, como o do gás natural, que produz eletricidade a custos muito mais elevados que hidrelétricas, bem como o das energias renováveis, como biomassa, eólica e solar (térmica e fotovoltaica), como mostra a Figura 7. Vale a pena lembrar que, no caso de bagaço, que é a principal fonte disponível de biomassa para a geração de energia, ele é disponível justamente nos meses em que chove pouco e os reservatórios estão mais vazios, constituindo-se pois uma excelente fonte de complementação da geração hidrelétrica (Figura 8). Uma expansão mais rápida da produção de energia de fontes renováveis (biomassa, eólica, solar) exigirá mudanças no processo dos leilões e, sobretudo, a adoção de regras claras e duradouras para o setor elétrico, condição indispensável para aumentar os investimentos públicos e privados nesse setor. figura 1 EVOLUÇÃO DA FRAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (kwh) DE ORIGEM HIDRELÉTRICA % ,0 84,2 78,2 80,6 75, ANO 70,6 figura 2 EVOLUÇÃO DO VOLUME ÚTIL ACUMULADO E DA POTÊNCIA INSTALADA (GERAÇÃO HIDRÁULICA) NO SIN Potência instalada - hidro (MW) Potência instalada - hidro (MW) Volume útil (1.000 hm 3 ) Capivara - 5,7x10 3 hm 3 Sobradinho - 28,7x10 3 hm 3 São Simão - 5,5x10 3 hm 3 Água Vermelha - 5,2x10 3 hm 3 Itumbiara - 12,5x10 3 hm 3 Ilha Solteira e Três Irmãos - 16,3x10 3 hm 3 Marimbondo - 5,3x10 3 hm 3 Emborcação 13,1x10 3 hm 3 Tucuruí 39,0x10 3 hm 3 Nova Ponte 10,4x10 3 hm 3 Serra da Mesa 43,3x10 3 hm Três Marias - 15,3x10 3 hm 3 90 Furnas - 17,2x10 3 hm Os 13 maiores reservatórios identificados na figura possuem volume útil maior que 5x10 3 hm 3 e, juntos, correspondem a 74% do volume útil total acumulado no período Volume útil (1.000 hm 3 ) 40 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

305 figura 3 EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS REGIÃO NORDESTE 100 Energia armazenada (%EAR max) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Fonte: ONS figura 4 EVOLUÇÃO DOS ARMAZENAMENTOS REGIÃO SUDESTE 100 Energia armazenada (%EAR max) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Fonte: ONS REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

306 Dossiê Energia elétrica figura 5 PERCENTAGEM DA CAPACIDADE MÁXIMA DOS RESERVATÓRIOS % jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez TABELA 1 OFERTA INTERNA DE ENERGIA ELÉTRICA POR FONTES DE GERAÇÃO (%) Hidrelétrica 79,8 70,6 Térmicas 16,9 25,9 Gás natural 6,2 11,3 Derivados de petróleo 3,4 18,4 4,4 Carvão 1,4 2,6 Biomassa 4,1 7,6 Outras 1,8 Eólica 0,3 1,1 Nuclear 3,0 2,4 Total 100,0 100,0 42 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

307 figura 6 OFERTA INTERNA DE ENERGIA ELÉTRICA POR FONTE (2013) Biomassa 3 7,6% Eólica 1,1% Gás natural 11,3% Derivados de petróleo/ 4,4% Nuclear 2,4% Carvão e derivados 1 2,6% Hidráulica 2 70,6% 1 Inclui gás de coqueria 2 Inclui importação de eletricidade 3 Inclui lenha, bagaço de cana, lixivia e outras recuperações Fonte: EPE figura 7 HIDRELÉTRICA COM RESERVATÓRIO A forma mais barata e segura de gerar energia. O Brasil possui o 3 0 maior potencial hídrico do planeta, com capacidade para produzir quase 250 GW, mas utiliza apenas 85 GW. Um desperdício sem proporções, já que a hidrelétrica com reservatório permite a estocagem de energia, ajuda no abastecimento de água, na produção de alimentos e na regularização dos rios. Veja como a energia da água custa muito menos: R$ 85/MWh Hidrelétrica R$ 100/MWh Eólica R$ 159/MWh PCH R$ 166/MWh Nuclear R$ 171/MWh Biomassa R$ 336/MWh Carvão R$ 393/MWh Gás natural R$ 507/MWh Óleo diesel R$ 599/MWh Óleo combustível Fonte: Anee/CCEE - base março 2013 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

308 Dossiê Energia elétrica figura 8 BIOELETRICIDADE Complementaridade da bioeletricidade GW médio jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Hidros atuais (2008) Novas hidros (projetos) Biomassa (potencial) Bioeletricidade em 2011: economizou 5% de água nos reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste durante o período seco (abril-novembro) Fonte: Unica (2012) e Nivalde J. de Castro et al. (2010) 44 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

309 Energia nos governos Lula e Dilma perspectivas Luiz Pinguelli Rosa

310 Dossiê Energia Justiça brasileira elétrica RESUMO O artigo trata do quadro atual e das perspectivas da área de energia no país, incluindo a crise da Petrobras, o efeito estufa, as fontes de energia fóssil, as fontes renováveis e os biocombustíveis, em que o Brasil se destaca. Especificamente, aborda ainda a energia elétrica, incluindo a hidrelétrica, o petróleo, o gás natural e a energia nuclear. Palavras-chave: energia; efeito estufa; fontes renováveis; biocombustíveis; hidrelétricas. ABSTRACT This article addresses the current panorama and the perspectives for the energy sector in the country. It encompasses the Petrobras crisis, greenhouse effect, fossil energy sources and biofuels, in which Brazil stands out. It also takes a close look at electric energy, including hydroelectric, petroleum, natural gas and nuclear energies. Keywords: energy; greenhouse effect; renewable sources; biofuels; hydroelectric power plants. 46 REVISTA USP São Paulo n. n p. p março/abril/maio janeiro/fevereiro/março

311 Vivemos um momento desfavorável na área de energia. No petróleo, a Petrobras atravessa uma crise. O fluxo de caixa nos últimos anos foi reduzido pela importação de derivados a preços maiores do que os praticados no mercado interno por política anti-inflacionária do governo, situação essa que se reverteu em 2015 com a queda do preço do petróleo no mercado internacional. Mas, em compensação, a margem de operação no segmento upstream, na exploração e produção de petróleo no pré-sal se reduziu muito, o que dificulta os investimentos antes previstos. A Petrobras passa, também, por uma crise devida a graves irregularidades cometidas por alguns de seus dirigentes, acusados de receberem propina e de desvio de recursos da empresa. A consequência pior foi a suspensão dos contratos com empreiteiras envolvidas no escândalo, provocando desemprego em massa ao longo da cadeia produtiva. Apesar disso, a produção da empresa no pré-sal cresceu, atingindo 700 mil barris por dia, o que é um desempenho muito bom. A politização e a partidarização dos ataques à Petrobras refletem interesses contrários à empresa estatal, que foi, juntamente com a Presidência da República, alvo de espionagem pelo serviço secreto norte-americano no primeiro mandato de Dilma Rousseff. Por outro lado, há pouco tempo foi anunciada a compra bilionária da BG britânica pela Shell, sabendo-se que a BG está presente no pré-sal e tem parcerias com a Petrobras. Na energia elétrica, houve um descompasso entre a expansão da geração hidrelétrica e o aumento do consumo, especialmente do residencial e de serviços, o que, com a redução da pluviometria em 2014, levou à ameaça de racionamento em Este só não se concretizou porque a recessão na economia reduziu muito a demanda industrial e, ademais, utilizou-se intensamente a geração termelétrica, que não existia em quantidade suficiente no racionamento de Entretanto, é ineficiente e gera um alto custo da energia, onerando muito o consumidor, como se pode verificar nas chamadas bandeiras tarifárias recentemente introduzidas nas contas de luz. As termelétricas foram projetadas para funcionarem eventualmente, mas estão sendo acionadas na base do sistema o tempo todo. Finalmente, as empresas elétricas do Grupo Eletrobras estão em graves dificuldades financeiras, como discutiremos adiante. A despeito de os governos do PT e aliados não seguirem o que a esquerda, na qual me incluo, propunha e terem mantido uma política econômica conciliadora com o neoliberalismo, houve avanços. Cerca de 30 milhões de brasileiros saíram da pobreza extrema com o Bolsa Família e com o aumento real do salário mínimo, embora eu discorde que formem uma nova classe média. Mais de 10 milhões tiveram acesso à eletricidade sem ônus com o Programa Luz para Todos. A privatização do setor elétrico foi interrompida e foi retomado o LUIZ PINGUELLI ROSA é diretor da Coppe/UFRJ e professor emérito do Programa de Planejamento Energético da UFRJ. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

312 Dossiê Energia elétrica planejamento. Houve a descoberta do petróleo no pré-sal e mudou-se, nessa nova área, do regime de concessão para o de partilha, ficando a operação da produção sempre com a Petrobras. As agências reguladoras a Agência Nacional de Petróleo (ANP) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), criadas com as privatizações neoliberais, continuaram a influir na política energética dos governos Lula e Dilma, embora sem o mesmo papel. Já o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ons) e a nova Empresa de Pesquisa Energética (EPE) tiveram papel muito ativo. A ANP interrompeu os leilões de blocos por longo período, que foram retomados em 2013, especialmente o de Libra no pré-sal, contra o qual me manifestei, pela grande dimensão. Corríamos o risco de um resultado muito ruim para o país se Libra ficasse na prática sob controle das majors globais, mas felizmente não foi o caso, com a composição do grupo vencedor: Petrobras 40%, chineses 20%, Shell 20% e Total 20%. O tema energia abrange muitos aspectos: 1) a geração elétrica, com usinas hidrelétricas, termelétricas e nucleares, a transmissão e a distribuição; 2) os combustíveis fósseis petróleo, gás natural e carvão mineral; 3) os biocombustíveis etanol (álcool) e biodiesel (implantado no governo Lula), bagaço da cana, lenha e carvão vegetal; 4) as alternativas energéticas eólica (em expansão no governo Dilma), solar (muito pouco usada), resíduos (lixo, pouco aproveitado), oceânica (projeto experimental pioneiro da Coppe com a Tractbel no Ceará e com Furnas no Rio); 5) a eficiência energética (muito importante e pouco cuidada); 6) os impactos ambientais e sociais, incluindo a mudança climática. Vamos percorrer topicamente esses pontos. O EFEITO ESTUFA E AS FONTES DE ENERGIA FÓSSIL O efeito estufa tornou-se um grande problema político internacional, pois se trata do futuro da humanidade. Poderá ocorrer uma crise ambiental devido à mudança do clima pelo aquecimento global intensificado pelas emissões de gases produzidos na queima de combustíveis fósseis. O Brasil assumiu, voluntariamente, na Conferência de Copenhague da Convenção do Clima da onu, o compromisso de reduzir suas emissões previstas para o ano de Houve redução do desmatamento, que era o principal emissor no Brasil, ficando agora em destaque as emissões do sistema energético ao lado da agropecuária. Entre as fontes primárias de energia de origem fóssil ou seja, limitadas a um estoque existente no subsolo, no Brasil destaca-se o petróleo. Sua importância cresceu muito no governo Lula, com a descoberta pela Petrobras das reservas do pré- -sal, em grande profundidade no oceano e abaixo de uma camada de sal. Já o carvão mineral, outro combustível fóssil dominante no mundo, é pouco usado no país, exceto na siderurgia, importado, e em quantidade pequena na geração elétrica no Sul do país, embora haja novos projetos em outras regiões. Apesar de o petróleo e o gás natural terem prognósticos de declínio nas próximas décadas, novas descobertas, como a do pré-sal e o aproveitamento do gás natural de folhelho nos EUA, revigoram hoje sua produção fora dos grandes exportadores mundiais de petróleo. Há forte impacto ambiental na produção do gás não convencional norte-americano com intenso consumo de água injetada com produtos químicos no solo. Não me pareceu oportuno o leilão da ANP para gás natural em terra, incluindo o de folhelho, imitando os norte-americanos. Além do risco ambiental, alertado pela Sociedade Brasileira para o Progresso da Ciência SBPC, o custo aqui será maior. No caso da exploração no mar, o maior risco de impacto é o vazamento de óleo, tal qual ocorreu no Golfo do México e, em muito menor escala, com a Chevron, no Brasil. É fundamental que se leve adiante um plano de emergência já recomendado por especialistas. FONTES RENOVÁVEIS E BIOCOMBUSTÍVEIS Entre as fontes renováveis assim denominadas porque constituem um fluxo de energia originada principalmente do Sol, são mais importantes no país o etanol, derivado da cana, e a hidroeletricidade. Ambas têm sido objeto de críticas em âmbito internacional. A hidroeletricidade pelo impacto ambiental das barragens, especialmente na Floresta Amazônica, embora os reservatórios de água das novas usinas construídas nos governos Lula e Dil- 48 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

313 ma, na Região Norte, como Jirau e Santo Antônio, no Rio Madeira, e Belo Monte, tenham dimensões muito reduzidas. São usinas a fio d água. O preço a pagar é a necessidade de complementação basicamente térmica, mais cara e poluente. Dos biocombustíveis, o mais importante é o álcool de cana-de-açúcar cujo consumo voltou a crescer a partir de 2003, com o estímulo aos automóveis com motores flexíveis. Ele também é alvo de polêmica internacional, acusado de competição com alimentos e de contribuir para o desmatamento que, no entanto, foi reduzido no período dos governos Lula e Dilma, apesar da polêmica aprovação do novo Código Florestal no Congresso. Do ponto de vista da redução das emissões de gases de efeito estufa, que agravam o aquecimento global do planeta, foi alvissareiro o aumento do consumo do álcool nos automóveis no governo Lula. Mas a crise da produção do etanol em 2011 e 2012 e a política de preços dos combustíveis reduziram a sua participação percentual, que tinha ultrapassado a da gasolina e agora retrocedeu. Entretanto, houve recentemente um aumento do percentual de adição do etanol à gasolina. Desde 2003 foi implantado o programa de biodiesel como aditivo ao diesel de petróleo, primeiramente na proporção de 2% (B2), alcançando depois, progressivamente, 3% (B3) e 5% (B5). Houve um ambicioso programa de estímulo da agricultura familiar e de uso de vários óleos vegetais, como os de dendê, que tem alto rendimento energético (litros de biodiesel por tonelada), e de mamona, mas prevaleceu o óleo de soja, de uma monocultura de grande escala. Apesar do baixo rendimento energético, a soja se tornou dominante para o biodiesel como excedente da enorme produção do agronegócio para exportação e para alimento no mercado interno. Como biocombustível tradicional sólido, há a lenha, usada in natura pelas famílias no interior, aonde não chega o gás liquefeito do petróleo (GLP), para cozinhar. Da lenha deriva, através do processo de pirólise, o carvão vegetal, importante na siderurgia. Aproximadamente metade dele vem de florestas plantadas para esse fim e metade de desmatamento, o que é ruim. Outro combustível alternativo é o lixo urbano, além dos resíduos agrícolas e animais, mas falta uma política para favorecer seu uso. A participação das fontes renováveis no Brasil é de 47% predominantemente das hidrelétricas e de biocombustíveis, enquanto no mundo esse percentual é de 13% e nos países desenvolvidos é de apenas 6%. Apesar dos investimentos em energia eólica e solar, os combustíveis fósseis somam cerca de 80% no mundo, com o petróleo à frente, seguido do carvão mineral, ficando o gás natural em terceiro lugar. Tem sido animador o crescimento da energia eólica no Brasil, complementar à hidrelétrica, embora sua produção ainda seja pequena em relação ao potencial brasileiro. O custo da energia eólica caiu muito no governo Dilma, e a sua capacidade instalada alcançou a da energia nuclear (Angra I e II). A energia solar tem ainda um uso pequeno, mesmo para aquecimento de água, que é mais simples, o que foi incluído em parte das edificações do Programa Minha Casa Minha Vida. Recente medida da Aneel estimula a geração distribuída com células fotovoltaicas, que é pouco utilizada no país, mas falta um esquema de financiamento para os consumidores. ENERGIA ELÉTRICA A partir de 2003 interrompeu-se a privatização do setor elétrico e retomou-se o planejamento com a criação da Empresa de Pesquisa Energética. Criou- -se o Programa Luz para Todos, de universalização da energia elétrica sem ônus para a população pobre beneficiada. Entretanto, há problemas não resolvidos, alguns herdados do processo de privatização e que não foram revistos no início do governo Lula. Há alguns anos ocorreram interrupções de linhas de transmissão que trazem a energia elétrica por longas distâncias. Itaipu (binacional, com o Paraguai) e Tucuruí são as duas maiores hidrelétricas. De Itaipu ao eixo Rio-São Paulo há mais de km, e a distância de Tucuruí é ainda maior. Ocorreu o desligamento de várias cidades de alguns estados por algumas horas. O efeito é como um dominó caindo uma peça por cima da outra. O desligamento evita danos a equipamentos e perdas de transformadores por sobrecarga. Ademais, houve quedas da distribuição nas cidades, que é feita por uma variedade de empresas, muitas delas privatizadas. Não houve naquela ocasião falta de energia, como a que levou ao racionamento em Não há sistema tecnológico com 0% de falhas, mas o que pode ser feito é minimizá-las. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

314 Dossiê Energia elétrica Primeiramente, evitar eventuais atrasos de obras de linha de transmissão. Há um cipoal de leis, como a obsoleta Lei 8.666, e órgãos de controle que entravam o setor público e não resolvem a corrupção, sendo tema de uso político na mídia e na Justiça, como vimos anteriormente. Por outro lado, deve-se desenvolver a tecnologia de redes elétricas inteligentes, seja para fazer uma gestão melhor das redes seja pela inclusão da geração distribuída. Mas deixar de usar a transmissão de longa distância seria uma bobagem. O sistema interligado permite otimizar o uso da geração hidrelétrica, muito importante no Brasil, embora complementada por outras fontes. As concessões das hidrelétricas antigas foram renovadas no governo Dilma, contrariando a enorme pressão da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo Fiesp, o que foi positivo, porém com forte redução da remuneração da geração elétrica pelas usinas consideradas amortizadas, o que colocou em grande dificuldade as empresas do Grupo Eletrobras, especialmente Furnas, Chesf e Eletronorte. Aposentadorias antecipadas e demissões voluntárias estão levando à perda de engenheiros experientes nessas empresas. O objetivo de redução das tarifas de energia elétrica é correto, dada a forte elevação delas a partir das privatizações, especialmente das distribuidoras elétricas. No Brasil o preço da energia chegou a ultrapassar o dos países ricos, de alta renda per capita. Entretanto o modo de fazer essa redução onerou particularmente as geradoras federais. PETRÓLEO E GÁS NATURAL Outro problema atual a ser corrigido é o desequilíbrio entre os preços relativos dos principais combustíveis fluidos. De um lado, o consumo de derivados do petróleo aumentou muito, enquanto a capacidade de refino da Petrobras não cresceu proporcionalmente, estando atrasada a construção de novas refinarias, como a de Recife, prevista para processar óleo pesado em parceria com a Venezuela. O óleo até agora extraído em águas profundas é pesado, obrigando a Petrobras a exportar parte dele e importar óleo mais leve para fazer um blend para o refino. Pior é que o país importa derivados de petróleo, embora exporte óleo cru. E a Petrobras paga no mercado internacional preço maior do que pratica internamente, por determinação do governo, com medo da inflação, criando séria dificuldade de fluxo de caixa necessário para os pesados investimentos no pré-sal. Nessa fase o lucro da Petrobras caiu. O caso exemplar é a gasolina, cujo consumo cresceu recentemente em relação ao do etanol, e a importação tem aumentado muito. Na maior parte do país o preço do etanol ficou muito próximo daquele da gasolina. Considerando o maior poder calorífico da gasolina, apesar da maior taxa de compressão permitida pelo etanol, com os preços atuais deixou de ser compensador o uso deste último. Seu consumo no Brasil tinha superado o da gasolina, mas retrocedeu recentemente. E pior, importou-se uma parcela do etanol dos EUA, que se tornaram o maior produtor mundial de etanol. O problema é que o etanol americano é feito de milho, que não dispõe de bagaço, obrigando a queima de óleo combustível na destilação, emitindo dióxido de carbono para a atmosfera. ENERGIA NUCLEAR Para finalizar, foi retomada a construção de Angra III o segundo reator do acordo nuclear com a Alemanha no governo Geisel. Entre as fontes não renováveis, a energia nuclear, que representa cerca de 2% da potência elétrica brasileira, é a única que não emite gases de efeito estufa. Entretanto, inspirou preocupação o acidente com os reatores japoneses em Fukushima, atingidos pelo terremoto seguido de tsunami. A energia nuclear, além de ser fonte de energia para geração elétrica pelo aproveitamento da fissão do urânio, pode ser usada na propulsão naval (em geral de submarino e porta-aviões) e ter uso militar, como o explosivo mais terrível conhecido usado pelos norte-americanos sobre o Japão no fim da Segunda Guerra Mundial. Mas o Brasil abdicou de desenvolver a bomba nuclear pela Constituição e por três acordos internacionais o Tratado de Tlatelolco, latino-americano, o acordo tripartite com a Argentina e a Agência Internacional de Energia Atômica e o Tratado de Não Proliferação de Armas Nucleares, de âmbito mundial. Entretanto, a meu ver o Brasil não deve aceitar as cláusulas adicionais desse tratado, propostas pelos EUA, pois permitiriam abrir o acesso à tecnologia de enriquecimento do urânio, desenvolvida no projeto do submarino nuclear brasileiro. 50 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

315 Liberalização interrompida Adilson de Oliveira

316 Dossiê Energia Justiça brasileira elétrica RESUMO O regime monopolista operado com tarifas pelo custo do serviço permitiu ao sistema elétrico mover-se em um círculo virtuoso de expansão com tarifas cadentes durante décadas. Esse círculo rompeu-se no último quartil do século passado, quando mudanças no contexto econômico criaram fortes pressões sobre os custos setoriais. Deslanchada no governo FHC, a liberalização do mercado elétrico foi interrompida no governo Lula criando dois paradoxos: 1) custos técnicos baixos, porém tarifas elevadas; 2) margem de reserva elevada, contudo o risco de racionamento de energia é permanente. Esses problemas têm sua origem nas inconsistências do mercado de energia. Dar continuidade ao processo de liberalização do mercado elétrico é condição sine qua non para que o risco recorrente de racionamento seja removido e o sistema elétrico volte a operar em um círculo virtuoso de expansão. Palavras-chave: sistema elétrico; liberalização econômica; mercado atacadista de energia; risco de racionamento. ABSTRACT The monopoly regime based on service cost tariffs allowed the electrical sector to move up through a virtuous cycle of expansion with decreasing tariffs for decades. That cycle was broken in the last quarter of the past century, when changes in the economic context exerted strong pressures on sector costs. Set in motion during the term of office of President Fernando Henrique Cardoso, liberalization of the electricity market was suspended by the Lula government; and that led to two paradoxes: 1) low technical costs, but with high tariffs; 2) high reserve capacity, but with a permanent risk of energy rationing. Those problems arise from the inconsistencies of the electricity market. Resuming the process of liberalization of the electricity market is a sine qua non condition to move away from the recurring risk of rationing, and to bring the electric system back into operating in a virtuous cycle of expansion. Keywords: electric system; economic liberalization; wholesale energy market; risk of rationing. 52 REVISTA USP São Paulo n. n p. p março/abril/maio janeiro/fevereiro/março

317 Electricity may be produced as a commodity but it is consumed as a service (Derek W. Bunn, 2004, p. 3). No seu nascimento, o suprimento de eletricidade foi organizado em regime concorrencial. Porém as ineficiências econômicas desse regime nas condições técnico- -econômicas da época não tardaram a se tornar evidentes: 1) a construção de linhas próprias de transporte concorrente para atender um único ponto de consumo multiplicava desnecessariamente os custos fixos do sistema; 2) a diversificação de empresas supridoras inibia a exploração de economias de escala na construção de centrais e reduzia as economias de aglomeração que podiam ser obtidas com a diversidade do padrão de uso da energia dos consumidores (Christensen & Greene, 1976); 3) o comportamento oportunista de agentes posicionados em etapas distintas da cadeia de suprimento elétrico não garantia 1 O regulador determina a qualidade dos serviços elétricos prestados pela concessionária, sendo parte integrante dessa tarefa a aprovação do seu plano de expansão. A receita tarifária obtida pela oferta dos serviços elétricos devia ressarcir custos operacionais e permitir a recuperação dos investimentos com uma remuneração adequada para os investimentos realizados (Kahn, 1988). 2 Dois modelos básicos de organização industrial brotaram desse processo (Hunt & Shuttleworth, 1996): o modelo Electricité de France, em que a concessionária monopolista opera geração, transmissão, distribuição e comercialização de eletricidade; e a solução britânica, em que uma empresa monopolista opera a geração e a transmissão (Central Electricity Generation Board), porém a distribuição e a comercialização de energia são operadas por empresas monopolistas regionais (Regional Electricity Boards). os direitos residuais de controle dos ativos das concessionárias, dando origem à seleção adversa nos projetos elétricos (Hart, 1995). Visando a eliminar essas ineficiências econômicas, o regime concorrencial foi substituído pelo regime monopolista. Para evitar o uso do poder de mercado, os monopólios elétricos passaram a ser operados como concessões com tarifas fixadas pelo poder público (Stoft, 2002). A responsabilidade pela determinação tarifária foi delegada a uma entidade reguladora que, após a necessária auditoria dos gastos da concessionária, determinava os custos do seu serviço oferecido aos distintos grupos de consumidores 1. O uso da corrente alternada nas linhas de transporte viabilizou a ampliação dos monopólios municipais da fase pioneira para os vastos territórios regionais atuais. Com remuneração para seus investimentos garantida pelo poder público, os monopólios elétricos exploraram as oportunidades de economias de escala e de aglomeração oferecidas por sua expansão. Durante décadas, as concessionárias elétricas moveram-se em um círculo virtuoso de expansão, em que as reduções de custos obtidas com economias de escala e de aglomeração eram repassadas para as tarifas, estimulando o consumo e, consequentemente, a expansão do sistema. Essa dinâmica tornou o sistema elétrico um dos principais motores dos ganhos de produtividade das economias industriais no pós-guerra 2 (David & Wright, 1999). Ao remover os ADILSON DE OLIVEIRA é professor do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

318 Dossiê Energia elétrica riscos do investimento em um mercado iniciante, a remuneração garantida para os projetos elétricos foi um dos pilares desse círculo virtuoso de expansão. Essas características induziram os monopólios elétricos a adotarem a estratégia empresarial de verticalizar sua cadeia produtiva (geração, transmissão, distribuição e comercialização) na fase inicial dos sistemas elétricos, sendo sua operação e expansão supervisionadas por organismo regulador estatal. A ampla disponibilidade de recursos fósseis a preços relativamente baixos e a remuneração garantida para os projetos elétricos funcionaram como pilares centrais do processo de universalização do acesso ao suprimento elétrico, política governamental motora do desenvolvimento dos sistemas elétricos na segunda metade do século passado, que contou com o apoio de financiamentos oferecidos em condições econômicas favoráveis por entidades domésticas e internacionais (bancos multilaterais). O controle das tarifas elétricas exercido pelos reguladores evitava a prática de preços abusivos pelas empresas monopolistas elétricas, por um lado, e garantia remuneração adequada para os projetos elétricos, por outro. As mudanças no ambiente econômico global, provocadas pela crise do petróleo, reverteram a trajetória de custos cadentes dos sistemas elétricos. A redução no ritmo do crescimento econômico tornou ociosos projetos de expansão programados antes da crise. O aumento nos preços dos combustíveis elevou os custos operacionais das concessionárias, e a demanda por investimentos para mitigar as emissões de gases tornou necessários investimentos adicionais no parque instalado. A oferta de financiamento em condições favorecidas para o setor elétrico evaporou. Nesse novo ambiente, os sistemas elétricos deixaram de atuar como fator indutor de ganhos de produtividade para se tornarem repassadores de ineficiências econômicas para a sociedade. O regime de remuneração garantida para os projetos elétricos passou a receber fortes críticas no âmbito tanto político quanto acadêmico 3 (De Oliveira, 1992). Na década de 1980, a liberalização dos mercados elétricos brotou como solução para essa 3 Esse regime induz a leniência na gestão das concessionárias, que, protegidas da concorrência, resistem à adoção de políticas de eficiência energética e são avessas a inovações tecnológicas que incrementam a eficiência econômica da máquina elétrica (tais como a cogeração). situação nos EUA e tomou corpo na Inglaterra (Surrey, 1996). A introdução da concorrência no parque gerador e a oferta de liberdade de escolha do seu supridor de energia para os consumidores são características centrais dessa solução. No Brasil, a liberalização do mercado elétrico foi deslanchada no governo FHC, porém foi interrompida no governo Lula. LIBERALIZAÇÃO DOS MERCADOS ELÉTRICOS A eletricidade é insumo produtivo peculiar. Sua estocagem é economicamente proibitiva nas condições tecnológicas atuais 4, situação que obriga sua produção a ocorrer simultaneamente com seu consumo. Na prática, o sistema elétrico pode ser assimilado a uma gigantesca máquina que conecta consumidores e fornecedores em tempo real, sem que seja possível singularizar os fluxos energéticos entre geradores e consumidores de energia 5. As redes de transporte são os elos estratégicos dos mercados elétricos. Seus custos são subaditivos, e, para minimizá-los, elas devem ser operadas em regime monopolista. Mais ainda, a confiabilidade do funcionamento da máquina elétrica exige que seus milhares de nós permaneçam com voltagem e frequência oscilatória entre limites técnicos estritos. Para tanto, o sistema elétrico necessita operar com substancial margem de reserva de capacidade de oferta. Essa capacidade ociosa caracteriza-se como um bem público, cujo consumo deve ser remunerado pelo conjunto dos usuários do sistema 6. Essas características condicionam a liberalização do mercado elétrico. 4 Investimentos substanciais estão sendo realizados visando ao desenvolvimento de baterias que possam acumular energia elétrica em condições econômicas competitivas (Armand & Tarascon, 2008). 5 Os geradores sabem quanta energia colocam no sistema, porém não podem identificar quem consome sua oferta. Do mesmo modo, os consumidores sabem quanta energia estão recebendo do sistema, porém não podem identificar quem está fornecendo para seu consumo. 6 Por exemplo, quando uma central é despachada para preservar a estabilidade da máquina elétrica, todos os agentes do sistema são beneficiados pela continuidade do suprimento de energia indistintamente. Porém, as perdas econômicas desse despacho (ou não despacho) são sentidas apenas pela central afetada. 54 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

319 Para evitar comportamentos oportunistas dos agentes monopolistas posicionados nas redes de transporte, é necessária a neutralidade econômica desses agentes. Dessa forma, a introdução da concorrência nos mercados elétricos liberalizados fica limitada ao regime comercial para o fluxo de energia nas redes de transporte e para a prestação de serviços para os consumidores finais 7. A desverticalização da cadeia produtiva elétrica é, assim, indispensável para a liberalização do mercado elétrico. Muito importante para garantir a confiabilidade do suprimento elétrico, a operação física da máquina elétrica deve necessariamente ser comandada por um único agente (operador do sistema elétrico). O operador ocupa papel central nos mercados elétricos liberalizados. Cabe a ele a tarefa de garantir a estabilidade do funcionamento da máquina elétrica. Para cumprir essa tarefa, o operador programa o despacho das centrais com base em previsão do comportamento do consumo de energia e nas disponibilidades para despacho informadas pelas centrais. Essa programação, informada aos agentes, permite antecipar expectativas de custos que servem como orientação para as decisões econômicas dos agentes do mercado. O operador tem autoridade para redefinir sua programação de despacho de centrais e, eventualmente, promover cortes no suprimento de energia, sempre que considere serem necessárias mudanças na sua programação de operação para preservar a estabilidade do funcionamento da máquina elétrica. Essas situações impactam os fluxos físicos de energia e, por consequência, também os fluxos financeiros entre os agentes do mercado elétrico. Para garantir a neutralidade econômica do operador, ele deve respeitar regras operacionais previamente acordadas com todos os agentes do mercado elétrico. Apesar de ativadas por decisão do operador, as linhas de transmissão não necessariamente são de sua propriedade. No entanto, é indispensável que essas linhas sejam disponibilizadas para seu uso discricionário e que seja garantido o livre acesso às 7 No caso das redes de transporte, utiliza-se o regime tarifário preço teto incentivado como mecanismo de indução aos ganhos de eficiência econômica (Beesley & Littlechild, 1989). linhas para todo usuário da rede de transmissão 8. A liberdade de acesso às linhas de transporte é condição sine qua non para a liberalização dos mercados elétricos. Para as distribuidoras, isso significa que elas perdem o monopólio na comercialização de energia, preservando apenas o monopólio na prestação do serviço de transporte dos fluxos elétricos. O regulador especifica padrões mínimos para os serviços prestados pelas concessionárias monopolistas de distribuição e determina as tarifas máximas (preço teto) que elas podem cobrar, estabelecendo incentivos para melhorarem a qualidade dos serviços prestados e reduzirem custos. O mercado atacadista de energia é o nexo central da liberalização dos mercados elétricos. Geradores e consumidores contratam livremente seus fluxos energéticos com base em expectativas quanto ao comportamento futuro do mercado elétrico. A reconciliação desses contratos com os fluxos energéticos efetivos da máquina elétrica é realizada a partir de um mercado de curto prazo fixado com base no custo marginal de operação da máquina elétrica (preço spot). Esse preço resulta do encontro entre a curva de ofertas declaradas pelos geradores, por ordem crescente de preços (ordem de mérito), e a demanda de energia no momento do despacho 9. O preço spot caracteriza-se por forte volatilidade, fruto da oscilação no consumo de energia e da diversidade tecnológica do parque gerador 10. Vales e picos no consumo se sucedem, movendo a necessidade de despacho de centrais de menor custo para centrais de maior custo e vice-versa (Figura 1). Os preços spot são calculados para 8 Quando o operador não é proprietário das linhas de transmissão, os proprietários são remunerados por colocar suas linhas à disposição do operador. Nesses casos, as receitas das linhas de transmissão são definidas independentemente do fluxo de energia que por elas transita. 9 Além desses dois mercados, o operador do sistema opera monopolisticamente um mercado em que adquire serviços auxiliares (reserva de capacidade rodante, potência reativa, regulação de voltagem, etc.) necessários para garantir a confiabilidade da máquina elétrica. No entanto, esse mercado é pouco relevante em termos econômicos sempre que não exista uma forte discrepância entre a capacidade de oferta do parque gerador e a demanda dos consumidores. 10 A volatilidade no preço da energia no mercado de curto prazo é tanto mais forte quanto maior a diversidade nos custos das centrais do sistema. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

320 Dossiê Energia elétrica figura 1 preço SPot no nord pool jan/ jul/01 jan/ jul/02 jan/ jul/03 jan/ jul/04 jan/ jul/05 jan/ jul/06 jan/ jul/07 jan/ jul/08 jan/ jul/09 jan/ jul/10 jan/ jul/11 jan/ jul/12 jan/ jul/13 jan/ jul/14 Fonte: elaboração própria a partir de dados do BCB e do Nord Pool intervalos horários ou menores para induzir os consumidores a reduzirem seu consumo nos horários de pico, que exigem o despacho das centrais mais caras. Os contratos de energia entre consumidores e geradores são estruturados como mecanismo de proteção dos consumidores para evitar essa volatilidade. O mercado de curto prazo é a pedra de toque dos mercados elétricos liberalizados. Geradores e consumidores formulam suas expectativas quanto aos preços futuros da energia com base no comportamento do preço spot (contratos por diferença). Como os preços contratados raramente coincidem com os preços no mercado de curto prazo, na prática os contratos são instrumentos de proteção de geradores e consumidores para a volatilidade no preço da energia 11. Para haver neutralidade econômica do operador do sistema, é crucial que geradores e consumidores confiem no preço spot que brota de suas decisões de despacho. É importante notar que o preço spot cumpre a tarefa de sinalizar a eventual necessidade de expansão da capacidade instalada da máquina elétrica. 11 O primeiro é fruto de expectativas, enquanto o segundo é ditado pelas condições vigentes em tempo real. A liberalização dos mercados elétricos tem por objetivo central recuperar a trajetória virtuosa de ganhos de eficiência econômica que caracterizaram o sistema elétrico até a crise do petróleo. Alcançada a universalização do acesso ao suprimento de energia, os ganhos de eficiência econômica devem brotar da otimização do uso da capacidade instalada e da gestão de riscos alinhada com as condições de financiamento vigentes no mercado de capitais. Os subsídios cruzados, que tiveram papel dominante na construção do mercado elétrico, são removidos; os preços passam a refletir os custos de oportunidade da energia ofertada, incorporando as externalidades da máquina elétrica. A separação entre a coordenação física da máquina elétrica, realizada centralizadamente pelo operador do sistema, e a sua coordenação econômica, realizada descentralizadamente no mercado atacadista de energia, é o nexo central da organização industrial dos sistemas elétricos liberalizados. Essa separação, viabilizada pela difusão das tecnologias de informação, permite a diversificação dos serviços elétricos com ofertas ajustadas às necessidades específicas de cada consumidor. A mitigação das externalidades ambientais da máquina elétrica é buscada com a intensificação do 56 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

321 uso do gás natural e das fontes renováveis de energia na geração e promoção de processos eficientes de energia no consumo de energia. REFORMA LIBERALIZANTE BRASILEIRA Como no resto do mundo, o sistema elétrico brasileiro foi iniciado sob a forma de monopólios verticalizados municipais, operados por investidores privados. A Revolução de 1930 deslanchou o processo de estatização da máquina elétrica, que evoluiu para um conjunto de empresas verticalizadas federais (geração e transmissão) e estaduais (distribuição e comercialização) 12. Na década de 1980, a atuação dessas empresas era coordenada pela Eletrobras, com o apoio do Grupo Coordenador da Operação Interligada (GCOI) e do Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema (GCPS) 13. No final da década de 1980, o sistema elétrico estava mergulhado em grave crise. As tarifas elétricas não cobriam os custos das concessionárias, e o regime de equalização tarifária 14 desorganizara os fluxos financeiros setoriais, provocando a paralisação de diversos projetos elétricos (De Oliveira, 2007). A reforma do mercado elétrico, visando a recuperar sua eficiência econômica, foi objeto de longa discussão no âmbito das concessionárias, sem que tenha sido elaborada uma proposta de reforma capaz de oferecer resposta adequada para os problemas setoriais. A Constituição de 1988 deslanchou a liberalização do mercado elétrico (De Oliveira, 2007). Ela determinou a licitação concorrencial das concessões elétricas e eliminou o Imposto Único de Energia Elétrica (IUEE), que oferecia recursos em condições favoráveis para o financiamento de projetos elétricos 15. Em 1993, o regime tarifário pelo custo do serviço foi abandonado e, em seguida, 12 Algumas empresas estaduais, tais como a Cesp, a Cemig, a Copel e a CEEE, atuavam nos quatro elos da cadeia produtiva elétrica. 13 O GCOI definia o despacho das centrais, e o GCPS estabelecia o programa de expansão da máquina elétrica. 14 Esse regime, introduzido na década de 1970, promovia a transferência de recursos das concessionárias rentáveis para as não rentáveis. 15 Nesse mesmo período, os bancos multilaterais decidiram deixar de financiar as empresas elétricas estatais. as concessionárias elétricas foram colocadas no programa nacional de privatização (Leite, 1997). Essa privatização necessariamente teria que vir acompanhada de profundas mudanças institucionais para adequar a dinâmica do mercado elétrico ao regime concorrencial. Um grupo de técnicos setoriais, com o apoio de consultores internacionais, estruturou o novo arcabouço regulamentar do mercado elétrico. A coordenação física da máquina elétrica foi delegada ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ons), as concessionárias existentes foram desverticalizadas, e a expansão de novas linhas de transmissão passou a ser objeto de licitação competitiva. A concorrência foi introduzida no parque gerador e na comercialização de energia, porém a coordenação econômica do despacho do parque gerador hidrelétrico vigente no período estatal monopolista foi preservada. A concorrência no mercado atacadista foi limitada às centrais térmicas, que teriam que competir com a geração cooperativa do parque gerador hidrelétrico. A decisão de preservar a coordenação econômica centralizada do despacho hidrelétrico teve como corolário a determinação do preço spot da energia por um conjunto de modelos computacionais que buscam identificar os custos marginais de operação (Cmo) do parque gerador. Esses modelos têm por objetivo a minimização do despacho térmico com base em parâmetros e variáveis que, idealmente, deveriam refletir expectativas dos agentes atuantes no mercado atacadista de energia 16. Com o despacho econômico coordenado do parque hidrelétrico foi instituído um certificado que garante a quantidade de energia (energia assegurada) que cada uma das centrais hidrelétricas tem direito de comercializar no mercado atacadista, independentemente da quantidade de sua energia efetivamente gerada. Um mecanismo financeiro (mecanismo de realocação de energia MRE) é utilizado para repartir os custos e os benefícios do despacho econômico centralizado de sua central Custo econômico de um déficit no suprimento de energia, pluviometria, previsão do consumo de energia, expansão do parque gerador, taxa de desconto, etc. 17 Itaipu não foi incorporada nesse cartel. Seu despacho obedece a regras especificadas no contrato binacional com o Paraguai. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

322 Dossiê Energia elétrica Além da energia assegurada, conceito herdado do período monopolista estatal, as hidrelétricas podem comercializar uma segunda parcela (energia secundária), resultante da diferença entre a energia efetivamente gerada e o total da energia assegurada ao parque gerador hidrelétrico. No entanto, essa segunda parcela deve ser necessariamente comercializada no mercado spot. Essa solução esdrúxula resultou de um compromisso da equipe econômica com o establishment elétrico estatal. Ela procurou evitar que os riscos hidrológicos provocassem a desvalorização econômica do parque gerador instalado, essencialmente composto por hidrelétricas que se pretendia privatizar, e a descontinuidade na exploração do vasto potencial hidrelétrico do país. A desvalorização reduziria as receitas do processo de privatização, enquanto a descontinuidade da expansão hidrelétrica teria como consequência a desarticulação de alianças empresariais estruturadas com fornecedores das concessionárias durante as décadas de expansão virtuosa do sistema. Duas características do sistema hidrelétrico brasileiro exerceram papel determinante nessa solução. Primeiro, o fato de a água utilizada na geração de energia nas centrais a montante da cascata dos longos rios brasileiros ser empregada para gerar energia nas centrais a sua jusante. Segundo, a existência de enormes reservatórios hidrelétricos que permitem ajustar as significativas flutuações do regime hidrológico brasileiro às alterações no consumo de energia. Um estudo conduzido no âmbito do GCOI indicou que, se conduzido sem a sua coordenação econômica centralizada, o despacho do parque gerador hidrelétrico poderia provocar redução de até 30% da oferta de energia assegurada das hidrelétricas (De Oliveira, 2007). Pelo ângulo da demanda, os consumidores foram divididos em dois grupos. Os consumidores livres (demanda de carga superior a 3 MW) passaram a poder optar pela contratação de seu suprimento energético diretamente com geradores ou comercializadores de energia. Os demais consumidores (denominados cativos) seriam progressivamente liberados do controle monopolista das distribuidoras 18. A segmentação dos consumidores 18 Para evitar o abuso de poder de monopólio das distribuidoras, foi estabelecido um valor máximo (valor normativo) de repasse para os consumidores do custo da energia contratada. Na prática, os valores normativos operavam como sinal de preço para os contratos no mercado atacadista. nesses dois grupos respondia à preocupação de evitar os efeitos inflacionários da previsível elevação dos preços e tarifas de energia no novo mercado elétrico. A mesma preocupação induziu a adoção dos contratos iniciais entre geradores e distribuidoras com os preços vigentes à época. Como a capacidade de armazenar água dos reservatórios, apesar de significativa, é limitada, a tarefa de complementar o despacho hidrelétrico nos períodos de pluviometria desfavorável foi destinada ao parque gerador térmico. Esse despacho é pouco relevante na maior parte do tempo, porém é crucial nos períodos desfavoráveis de chuvas para evitar a necessidade de racionar o consumo de energia. Para evitar o esgotamento especulativo da energia acumulada nos reservatórios, que colocaria em risco o suprimento futuro de energia, a compra de energia no mercado spot foi limitada a 15% do consumo. Diferentemente do período monopolista estatal, a expansão da máquina elétrica foi delegada aos agentes do mercado. Porém, a gestão econômica dos reservatórios hidrelétricos foi centralizada no ons, e o regime de remuneração para as térmicas foi radicalmente modificado. Os custos dessas centrais deixaram de ser ressarcidos com o adicional tarifário cobrado dos consumidores (conta de consumo de combustíveis). Doravante, elas teriam que recuperar seus custos competindo no mercado spot, eventualmente adquirindo energia secundária do parque hidrelétrico para economizar seus gastos com combustíveis 19. Como o despacho das térmicas seria governado pelo ons, elas passaram a assumir os riscos da gestão dos reservatórios realizada pelo ons. Para evitar esses riscos, a possibilidade de declararem que seu despacho não ficaria submetido à gestão do ons foi oferecida às térmicas (térmicas inflexíveis). Porém, essa solução aumentava o risco de racionamento de energia em situações hidrológicas críticas, dado que o ons não poderia lançar mão de despacho térmico adicional para complementar 19 Essa solução operacional seria vantajosa para as térmicas sempre que o preço spot ficasse abaixo de seu custo operacional. No entanto, as térmicas teriam que obter contratos de combustível que lhes permitissem operar apenas nos períodos de pluviometria desfavorável. Na prática, essa solução repassava os riscos hidrelétricos para os fornecedores de combustíveis. 58 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

323 as limitações da oferta hidrelétrica. Era indispensável a expansão térmica flexível para garantir a confiabilidade da máquina elétrica. A retomada do crescimento econômico provocada pelo Plano Real tornou urgente a expansão da termelétrica, dada a trajetória de esgotamento progressivo dos reservatórios hidrelétricos (Figura 2). A Petrobras decidiu assumir os riscos hidrelétricos dando suporte ao programa prioritário de construção de térmicas 20. No entanto, as térmicas necessárias para evitar o esgotamento dos reservatórios ainda não estavam operacionais quando um período desfavorável de chuvas iniciou-se em Para evitar o colapso da máquina elétrica, o governo decidiu pelo racionamento de energia 21. Passado o rescaldo do racionamento, a revisão da reforma liberalizante foi iniciada com o objetivo de recuperar o controle estatal de sua dinâmica. Preservada a organização industrial adotada na reforma, as mudanças mais relevantes ocorreram no modus operandi do mercado atacafigura 2 evolução do reservatório equivalente REGIão SUDESTE Período úmido Período seco Período úmido jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Fonte: ONS 20 Os contratos da Petrobras assinados com capitais privados, como no regime custo do serviço, garantiam a remuneração dos investimentos de seus parceiros privados, independentemente do despacho das centrais. 21 O esgotamento dos reservatórios abaixo de 10% torna inviável a operação das hidrelétricas. dista com três objetivos centrais: 1) exercer o controle governamental da gestão dos reservatórios hidrelétricos; 2) restaurar a coordenação estatal da expansão da máquina elétrica; 3) minimizar o aumento das tarifas elétricas. Para monitorar o esgotamento dos reservatórios hidrelétricos, foi criado o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). As distribuidoras e os consumidores livres passaram a ter a obrigação de contratar 100% de sua demanda de energia com o intuito de tornar irrelevante o papel do mercado spot na gestão do mercado atacadista. O conceito de energia assegurada foi estendido às centrais térmicas, que passaram a ter a obrigação de contratar combustível suficiente (lastro) para seu despacho pleno, ainda que esse despacho só ocorra em situações hidrológicas críticas 22. Paralisada a privatização das concessionárias estatais, estas passaram a participar da expansão da máquina elétrica em consórcios com a presença majoritária de capitais privados e o apoio financeiro do BNDES. O mercado atacadista foi segmentado em dois submercados. As distribuidoras suprem apenas 22 O índice custo benefício (ICB) foi introduzido para comparar o preço da energia assegurada ofertada pelas térmicas com o da ofertada pelas hidrelétricas. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

324 Dossiê Energia elétrica seus consumidores cativos adquirindo seu fornecimento de energia no mercado regulado; os demais consumidores se abastecem no mercado livre. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) foi criada para coordenar a expansão, organizando leilões de energia para abastecer o consumo do mercado regulado. As distribuidoras foram autorizadas a repassar para as tarifas de seus consumidores cativos até 3% da energia contratada eventualmente não consumida para incentivar a contratação de energia nesse mercado. A queda estrutural do consumo de energia (cerca de 20%), uma das consequências do período de racionamento, provocou a emergência de um substancial excedente na oferta de energia (D Araujo, 2009). Esse excedente deveria ser absorvido com a retomada do crescimento econômico. Contudo, a incerteza quanto ao ritmo de sua absorção desestimulava investimentos na expansão. A organização de leilões separados de oferta da energia velha (parque gerador existente) e da energia nova (projetos de expansão) para o mercado regulado foi a estratégia adotada para superar esse problema. Os leilões de energia nova buscaram atender à expectativa de demanda de longo prazo do mercado cativo, ficando os leilões de energia velha destinados à complementação da demanda de energia das distribuidoras. Os preços da energia nova se alinharam com o custo marginal de expansão do parque gerador, enquanto os preços da energia velha situaram-se em patamar bem mais baixo (dada a conjuntura de excesso de oferta de energia da época) 23. Dessa forma, o preço médio ponderado da energia contratada para atender ao mercado cativo ficou substancialmente abaixo do custo de expansão, e os consumidores livres, sem a obrigação de contratar energia nova, puderam desfrutar de oferta abundante de energia velha a preços ainda mais baixos 24. Componente eficaz da política de combate a pressões inflacionárias no curto prazo, essa 23 Nos leilões de energia velha realizados, o preço do MWh foi crescente, passando de R$ 57,51 (2005) para R$ 67,33 (2006), R$ 75,46 (2007) e R$ 83,13 (2008). No leilão de energia nova, esse preço situou-se em R$ 114,43 para a oferta hidrelétrica e R$ 127,18 para a termelétrica. 24 Essa situação incentivou a migração de grandes consumidores para o mercado livre. estratégia teve efeitos nocivos no longo prazo 25. Ela sugeriu que o mercado regulado assumiria a contratação de energia nova (mais cara), inibindo o papel do crescente mercado livre na expansão da máquina elétrica. O hiato entre o custo marginal de expansão e os preços praticados no mercado atacadista induziu a criação de encargos tarifários destinados a atender a políticas de governo, comprometendo a competitividade das tarifas elétricas. Esses problemas foram tomando dimensão à medida que o excesso conjuntural de energia foi sendo absorvido pelo mercado, provocando a convergência do preço da energia no mercado regulado para o custo marginal de expansão. Por outro lado, as estimativas equivocadas da EPE para os ICBs induziram a seleção adversa de projetos na expansão da máquina elétrica. Centrais térmicas que seriam despachadas em algumas poucas horas, devido a seus custos operacionais absurdamente elevados, ganharam competitividade nos leilões de energia. Para evitar aumentos fortes no preço spot, que contaminariam a contratação de longo prazo, o esgotamento precoce dos reservatórios hidrelétricos passou a ser utilizado na expectativa de período pluviométrico futuro favorável. A situação dos reservatórios hidrelétricos evoluiu para patamares similares aos da crise do racionamento 26 (Figura 3). CONCLUSÃO O sistema elétrico brasileiro vive dois paradoxos: 1) seus custos técnicos são baixos, porém as tarifas que oferece aos consumidores são muito elevadas; 2) ele opera com grande margem de reserva, contudo vive sob o permanente risco de racionamento de energia. Esses paradoxos têm sua origem fundamentalmente no arcabouço institucional e econômico setorial construído nos últimos 20 anos Estratégia similar havia sido adotada na reforma da década de 1990: os preços adotados nos contratos iniciais foram fixados em patamar significativamente inferior ao preço (valor normativo) das novas centrais. 26 A contratação de energia de reserva é parte dessa estratégia. 27 Os encargos tarifários e os impostos incidentes sobre os custos técnicos setoriais explicam apenas parte do hiato entre tarifas e custos. 60 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

325 figura 3 evolução do reservatório equivalente Região SUDESTE (2015) Energia armazenada (%EARmax) PREvISTO dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Fonte: ONS Esgotado o tripé que deu origem ao círculo virtuoso de expansão do sistema elétrico monopolista estatal 28, a Constituição de 1988 deu início à liberalização do mercado elétrico, interrompida após o racionamento de energia do início do século. O regime tarifário baseado no custo do serviço foi abandonado, porém a gama de subsídios cruzados foi ampliada para contemplar políticas governamentais (sociais, regionais, energéticas), distorcendo os custos de oportunidade da energia. Paralisadas as privatizações, as concessionárias estatais passaram a participar em consórcios com investidores privados com financiamento do BNDES. As tecnologias de informação removeram as barreiras técnicas, econômicas e gerenciais que, no passado, impediam a atuação dos consumidores na gestão da demanda de energia. No entanto, a gestão econômica da máquina elétrica permanece sendo executada em torno da programação da oferta de energia realizada com base no conceito enganoso 28 Base física organizada em torno de hidrelétricas com grandes reservatórios; tarifas com base no custo do serviço; economias de escala proporcionadas pela expansão do sistema. de energia assegurada. Esse conceito sugere que a energia contratada nos leilões organizados pela EPE é suficiente para atender à demanda esperada, mesmo nos períodos de estiagem. Contudo, a realidade tem mostrado o contrário. O deslocamento da expansão hidrelétrica para a Amazônia, onde a topografia não é favorável à construção de grandes reservatórios, exige a expansão do parque gerador térmico para garantir a confiabilidade do suprimento de energia. O preço spot, calculado por modelos computacionais alimentados com expectativas da burocracia estatal, não sinaliza aos consumidores a necessidade de modificar seu comportamento energético em condições desfavoráveis de suprimento, enquanto o uso do ICB para definir a expansão térmica induz a seleção de térmicas com custos operacionais absurdos. Para evitar a explosão do preço spot, os reservatórios hidrelétricos são esgotados precocemente com o objetivo de minimizar o despacho do parque gerador térmico. Essa solução coloca recorrentemente a sociedade sob o risco de racionamento não apenas de energia, como também de água. A finalização da interligação dos mercados elétricos regionais relevantes, a redução do ritmo REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

326 Dossiê Energia elétrica de crescimento demográfico e a amenização do processo de urbanização deslocaram as oportunidades de ganhos de escala da geração para a etapa final da cadeia produtiva elétrica (distribuição). O essencial dos ganhos econômicos futuros do sistema elétrico virá de aumentos na eficiência com que os consumidores utilizam seu suprimento de energia. Para induzir esse movimento, é indispensável oferecer sinais de preço ajustados aos custos de oportunidade da energia. A liberalização do mercado atacadista de energia é condição sine qua non para que o risco recorrente de racionamento seja removido e o sistema elétrico volte a operar em um círculo virtuoso de expansão. BibliogRAfIA ARMAND, M.; TARASCON, J. M. Building Better Batteries, in Nature, 451, February, 2008, pp BEESLEY, M. E.; Littlechild, S. C. The Regulation of Privatized Monopolies in the United Kingdom, in Rand Journal of Economics, vol. 20, number 3, CHRISTENSEN, L. R.; GREENE, W. H. Economies of Scale in U.S. Electric Power Generation, in Journal of Political Economy, Chicago University Press, D ARAUJO, R. P. Setor Elétrico Brasileiro: uma Aventura Mercantil. Rio de Janeiro, Confea-Crea, DAVID, P. A.; WRIGHT, G. General Purpose Technologies and Surges in Productivity: Historical Reflections on the Future of the ICT Revolution, in Discussion Papers in Economic and Social History, University of Oxford, DE OLIVEIRA, A. Electricity System Performance: Options and Opportunities for Developing Countries. Luxemburgo, Coped/CEC, DIXIT, A.; PINDYCK, R. Investiment under Uncertainty. Princeton, Princeton University Press, The Political Economy of the Brazilian Power Industry, in D. Victor; T. Heller. Economy of the Power Sector Reform. Cambridge University Press, HART, O. Firms, Contracts, and Financial Structure. New York, Oxford University Press, HUNT, S.; SHUTTLEWORTH, G. Competition and Choice in Electricity. West Sussex, Wiley, KAHN, A. The Economics of Regulation: Principles and Institutions. Cambridge, MIT Press, LEITE, A. Dias. A Energia do Brasil. Rio de Janeiro, Nova Fronteira, MEDEIROS, R. O Capital Privado na Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro. Tese de mestrado. Rio de Janeiro, Coppe/UFRJ, STOFT, S. Power Sytem Economics. New York, The Institute of Electrical and Electronics Engineers/Wiley and Sons, SURREY, J. The British Electricity Experiment. London, Earthcan Publication, REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

327 Setor elétrico: mimetismo, fragmentação e suas sequelas Roberto Pereira D Araujo

328 Dossiê Energia Justiça brasileira elétrica RESUMO O artigo procura mostrar que a atual crise por que passa o setor elétrico brasileiro não está relacionada apenas a inesperadas secas hidrológicas. Muito embora se reconheça a relativa severidade hídrica, os sinais críticos já estavam delineados há cerca de quatro anos. Sob forte inspiração do tipo de modelo mercantil adotado, influenciado por um mimetismo advindo de sistemas de base térmica, apesar das enormes diferenças do caso brasileiro, diversas políticas equivocadas foram implantadas. Essa adaptação de modelagem gera um sistema de preços de mercado altamente volátil, em que valores irrisórios e impagáveis se sucedem. A crise está longe de ser sanada, uma vez que não se questiona a base estrutural do modelo. Palavras-chave: energia elétrica; crise hidrológica; planejamento energético; mercado de energia; política energética. ABSTRACT This article attempts to show that the current crisis experienced by the Brazilian electrical sector is not only related to unexpected hydrological droughts. Although one needs to take into account the relatively severe hydric constraints, the critical signs had already been evidenced about four years ago. Despite the enormous differences of the Brazilian case, several misguided policies have been implemented here under strong inspiration of the type of market model adopted, influenced by a mimicry of thermal-based systems. This adaptation modeling generates a highly volatile market where paltry and priceless values come one after another. The crisis is far from being over, since the structural basis of the model is not being questioned. Keywords: electric energy, water crisis, energy planning, electricity market, energy policy. 64 REVISTA USP São Paulo n. n p. p março/abril/maio janeiro/fevereiro/março

329 Um traço marcante na trajetória do setor elétrico dos últimos dez anos é o da dualidade sequencial de instabilidade e intervenção. Como reação a cada dificuldade, uma cirurgia circunstancial é aplicada. Sem tratar da essência do enigma, o processo se transforma num movimento pendular com comportamento previsível da próxima crise. Sendo dependente de uma tecnologia datada do início do século passado, é lamentável que o setor elétrico brasileiro tenha se transformado numa sequência de regras mutáveis. Erros de política energética são compreensíveis, uma vez que antecipações de situações futuras podem surpreender. Entretanto, as nossas crises são amplificadas por um intrincado mimetismo de modelos de base térmica. Ao final, hoje, um consumidor que não conte com a ajuda de um especialista não consegue entender como se forma a sua tarifa. Analisando as consequências, o artigo irá apontar o labirinto de problemas que se originam numa visão fortemente adaptada do mundo físico do sistema brasileiro, cujos sintomas sempre foram evidentes para a maioria dos técnicos. Esse acúmulo de sinais está se avolumando e, quanto mais adiarmos uma verdadeira reforma, mais alto ficará o custo para a economia brasileira. Antecipadamente, enfatizamos que a situação hidrológica atual é severa. Vemos esse fenômeno com grande preocupação por sua possível relação com o desmatamento na Amazônia, como têm alertado diversos climatologistas. Seja real ou apenas uma hipótese, esse também é um assunto relacionado à crise. Não há pior atitude do que ignorar o dado e considerá-lo apenas uma versão do fato. Entretanto, contestamos o discurso sobre o ineditismo da atual situação hídrica. O ano 2014 foi seco, mas, mesmo considerando a Região Sudeste, eventos piores já ocorreram algumas vezes nos registros históricos, e os sinais da penúria já estavam claros desde Algumas tendências preocupantes já eram evidentes, pois o Rio São Francisco mostra hidrologias declinantes há mais de dez anos. Ou se atua sobre a bacia para tentar reverter essa tendência ou se incorpora a perda hídrica à base de dados, reconhecendo a perda energética. O que é enganoso é manter um sistema rígido de medida que perdeu sua credibilidade. Como palavra final dessa introdução, apesar de óbvio, certificamos que reservatórios não se esgotam apenas se não entra água, mas também por seu uso excessivo. A RESERVA O Gráfico 1 é obtido pela divisão da energia total reservada nas usinas hidráulicas pela carga ROBERTO PEREIRA D ARAUJO é diretor do Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Energético. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

330 Dossiê Energia elétrica GráfICO 1 RESERVA MENSAL INDEXADA À CARGA MENSAL 5,2 4,8 4,4 4,0 3,6 3,2 2,8 2,4 2,0 1,6 1,2 0,8 jan/00 jan/01 jan/02 jan/03 jan/04 jan/05 jan/06 jan/07 jan/08 jan/09 jan/10 Meses equivalentes de carga jan/11 jan/12 jan/13 jan/14 jan/15 total 1. Se fosse medido em GWh, seria um dado abstrato, mas, se essa reserva é relacionada ao consumo em cada mês, ela passa a ter uma analogia com conceitos simples como a poupança. Esse gráfico é um indicador essencial do grau de precaução na gestão (operação e expansão), já que a maior parte da nossa energia vem das hidrelétricas 2. Ele é também um retrato das políticas adotadas ao longo de um horizonte compatível com os prazos de investimentos, portanto, não se trata apenas da operação. A parábola vermelha é simplesmente a linha de tendência dos dados, um lugar geométrico da curva de cor preta. A crise estava delineada desde 2009, como mostra a curva pontilhada. Portanto, o argumento da surpresa é falacioso. A aparente folga no período foi proporcionada, em grande parte, pela retração do mercado ocorrida após o racionamento (-15%). Apesar de dispormos de muito mais capacidade de geração térmica hoje, a nossa reserva em fevereiro de 2015 é bem inferior à ocorrida em Portanto, o risco de racionamento é real. 1 Fonte de dados: ONS. 2 Qualquer uma das muitas instituições do setor (MME, Aneel, ONS, EPE, CCEE) poderia divulgar essa figura tão inteligível. Esta já é a nossa primeira sugestão. 3 O dado de dezembro de 2014 mostra um armazenamento equivalente a pouco mais de um mês de consumo. Com grande esforço, as térmicas só podem atender a 30% da carga. Bastaria que o grupo hidráulico e outras fontes não conseguissem atender ao resto para termos um racionamento. Como será mostrado, o tipo de expansão realizada, fruto da visão mimetizada e do seu alto custo, acabou por exigir mais energia das hidráulicas e não menos, como afirma o discurso oficial. Essa estranha conclusão mostra o paradoxo da singularidade brasileira. Ao contrário do senso comum, algumas térmicas ajudam a esvaziar reservatórios. Evidentemente, se tivéssemos mais usinas, mesmo sem reservatórios, o esvaziamento de cada uma seria menor. Portanto, o que o gráfico também mostra é que o sistema está subdimensionado. Em poucas palavras, faltam usinas. A HIDROLOGIA O Gráfico 2 mostra, traduzido em energia, as hidrologias ocorridas desde 2007 comparadas com todos os anos do histórico, ordenados da menor hidrologia para a maior. Não houve uma crise hidrológica contínua. Há mais anos chuvosos do que secos no período mostrado. Assim, o declínio apontado no gráfico anterior não é fruto de sequência de hidrologias severas, e o ano de 2014 não é o pior deles. Nos dados 66 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

331 GráfICO 2 POSICIONAMENTO RELATIVO DOS ÚLTIMOS OITO ANOS EM RELAÇÃO AO HISTÓRICO MWmed No eixo horizontal, por problemas de definição de imagem, apenas alguns dos 83 anos estão marcados em vermelho do gráfico, há anos consecutivos da década de 50, o que mostra que, na base histórica do setor, há registros piores do que o atual. Se essa base é o alicerce da operação e do planejamento, não há como justificar a imprevisibilidade. A GERAÇÃO TÉRMICA Os gráficos 3 e 4 mostram o percentual histórico da carga atendido por energia de térmicas. Em termos médios, indexada à carga, a estratégia de uso de térmicas permaneceu a mesma desde 2004 (Gráfico 3). Apesar de todo indicativo da redução da reserva mostrada no Gráfico 1, a metodologia de cálculo de custo marginal adotada foi insensível a essa mudança. Em 2012, nota-se uma descontinuidade, um desempenho no mínimo não usual em modelos matemáticos. Essa mudança brusca na política de operação ocorre após o anúncio da redução tarifária da MP 579. GráfICO 3 GERAÇÃO TÉRMICA INDEXADA À CARGA (%) 30% 25% 20% 15% Térmicas/Carga pré-mp 579 Térmicas/Carga pós-mp % 5% 0% jan/04 mai/04 set/04 jan/05 mai/05 set/05 jan/06 mai/06 set/06 jan/07 mai/07 set/07 jan/08 mai/08 set/08 jan/09 mai/09 set/09 jan/10 mai/10 set/10 jan/11 mai/11 set/11 jan/12 mai/12 set/12 jan/13 mai/13 set/13 jan/14 mai/14 set/14 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

332 Dossiê Energia elétrica GráfICO 4 DETALHAMENTO DA ENERGIA NATURAL E GERAÇÃO TÉRMICA ( ) Energia natural % -8% -30% -18% +36% +7% Geração térmica % -28% -12% -36% -32% -32% jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 Fonte: ONS O uso de usinas térmicas foi mantido reduzido inclusive no ano de 2012, apesar da piora do indicador de reserva mostrada no Gráfico 1. Pelo Gráfico 4 pode-se perceber que, com energias naturais abaixo da média (valores em %), promoveu-se inclusive a redução de energia das térmicas antes do anúncio da MP 579 (período abril-agosto). Essa anomalia gera duas hipóteses: 1) ingerência política na operação ou 2) erros na formação do custo marginal de operação, o indicador de uso de geração térmica. Essa última suposição colocaria em dúvida todo o critério de garantia e todas as grandezas comerciais do modelo vigente no país, pois deixaria evidente que, explícita ou não, houve uma mudança do critério de operação. Fruto do modelo mimetizado, a mudança de critério deveria reduzir fortemente os valores de garantia mercantis, mas nada foi feito. Outros indicadores mostravam o mesmo problema antecipadamente. No Gráfico 5 4, a curva preta é o valor mensal da reserva máxima di- 4 Esse gráfico foi mostrado em 2010 em um seminário realizado pela Coppe e pelo Ilumina, que contou com a presença do MME, ONS, Cepel, EPE e CCEE. vidida pela carga total, e a curva vermelha é a reserva máxima dividida pela carga reduzida de todas as outras gerações não hidráulicas. Seria o índice de reserva indexada à carga líquida vista pelas hidráulicas. O gráfico mostra que, de 2004 até 2012, perdemos o equivalente a um mês de consumo de capacidade de reserva, caindo de seis para cinco meses. As retas são as linhas de tendência. Por serem integralmente paralelas, é possível dizer que, de 2004 até 2012, a estratégia de geração térmica e outras fontes foi absolutamente insensível à redução relativa da reserva. Aqui também se constata outro aspecto muito debatido, a não adição de novos reservatórios ao sistema. É possível perceber que, se quiséssemos dispor do conforto de regularização de seis meses de carga, teríamos que adicionar imediatamente reservatórios que possibilitassem o aumento de 20% (6/5) da nossa capacidade de reserva. Considerando que todo o sistema do Rio São Francisco representa 18% da reserva total, fica evidente que essa estratégia é inalcançável. A tendência de esvaziamento de reservatórios não é surpreendente, e pode ser entendida quando 68 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

333 RESERVA MÁXIMA INDEXADA À CARGA TOTAL E À CARGA LÍQUIDA EM MESES 7,5 GráfICO 5 7,0 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 jan/04 jul/04 jan/05 jul/05 Número de meses jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 outros sistemas, aqui é indevida, pois as usinas não geram energia proporcional à sua capacidade instalada. As térmicas mais caras são computadas na oferta, mas seu fator de capacidade efetivo é muito baixo. Portanto, em nome da modicidade tarifária, assume-se implicitamente uma política que privilegia o uso da reserva. O Gráfico 7 mostra o efeito dessa política. Em 2000, 83% da nossa capacidade instalada era hidráulica. Em 2012, essa proporção se reduziu lense verifica o resultado dos leilões realizados desde 2004 até 2012 no gráfico a seguir. Observe-se que 40% da energia contratada é associada às térmicas. Desses 40%, metade é proveniente de térmicas a óleo combustível e diesel, ambas de altíssimo custo. Autoridades citam o aumento da capacidade instalada (MW) como indicador de crescimento da oferta, mostrando que ela é superior ao aumento da demanda (MWh). A comparação, válida em GráfICO 6 RESUMO DOS LEILÕES REALIZADOS DE 2004 ATÉ 2012 (VALORES em MW médios) PCH; 282 ; 1% GNL; 968 ; 4% Óleo combustível; ; 18% Gás natural; ; 10% Hidro; ; 42% Térmica; ; 40% Eólica; ; 11% Gás de processo; 200 ; 1% Diesel; 485 ; 2% Biomassa; ; 5% Carvão; ; 6% REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

334 Dossiê Energia elétrica tamente para 68%. Entretanto, a responsabilidade sobre a energia gerada permaneceu no entorno de 90%. Evidentemente, isso acabou por esgotar os reservatórios. O CONSUMO DE ELETRICIDADE O Gráfico 8 representa a carga total do sistema desde GráfICO 7 EVOLUÇÃO DAS PROPORÇÕES ENTRE A CAPACIDADE INSTALADA E A GERAÇÃO HIDRÁULICA 100% 95% 90% 85% MWh hidráulico/ Total gerado 80% 75% 70% MW hidráulico/ Total instalado 65% GráfICO 8 EVOLUÇÃO DA CARGA DESDE GWh Carga Mercado consumidor já está se reduzindo jan/04 mai/04 set/04 jan/05 mai/05 set/05 jan/06 mai/06 set/06 jan/07 mai/07 set/07 jan/08 mai/08 set/08 jan/09 mai/09 set/09 jan/10 mai/10 set/10 jan/11 mai/11 set/11 jan/12 mai/12 set/12 jan/13 mai/13 set/13 jan/14 mai/14 set/14 70 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

335 Não há evidências de que tenha havido aumento significativo da carga total advindo da redução tarifária de Em termos globais, se a ampliação ocorreu, foi compensada pela redução de consumo de outros setores. De qualquer modo, isso desmente a tese de que o que esvaziou os reservatórios foi o aumento de consumo devido à aquisição de eletrodomésticos e oferta de energia barata. Na realidade, esse esvaziamento foi causado muito mais pela expansão contratada e pela contenção da geração térmica até a medida provisória de O mercado de energia já está sofrendo outra retração. Ela ocorre principalmente no setor industrial pesado, que, ou não consegue refazer os contratos, ou prefere vender seu direito de consumir e fechar a produção de sua fábrica. TARIFAS Os gráficos 9 e 10 mostram as tarifas médias sem impostos desde 1995, data de implantação do modelo mercantil ainda vigente. O dado da tarifa GráfICO 9 EVOLUÇÃO DA TARIFA RESIDENCIAL 450 R$/MWh Tarifa residencial média sem impostos com estimativa de 35% de aumento. Inflação IPCA FHC LULA DILMA GráfICO 10 EVOLUÇÃO DA TARIFA INDUSTRIAL DO MERCADO CATIVO 380,00 R$/MWh 330,00 280,00 230,00 180,00 130,00 Tarifa industrial média sem impostos com estimativa de 35% de aumento. 80,00 30,00 FHC LULA DILMA REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

336 Dossiê Energia elétrica industrial é a praticada no mercado cativo das distribuidoras (pequena indústria) 5. Com os aumentos esperados para 2015 e sem contar com as bandeiras tarifárias, a tarifa residencial estará 52% mais cara do que era em , enquanto a tarifa industrial estará 115% mais cara do que era em O Ministério, em nota 8, afirmou que, se a redução tarifária de 2012 não fosse adotada, a tarifa iria ser 90% mais alta. Tomando ao pé da letra a declaração, teríamos uma tarifa residencial em torno de R$ 890/MWh, já com os impostos. Mesmo com o dólar a R$ 3, isso colocaria o Brasil como um dos três países mais caros do planeta, uma anomalia num sistema que conta com a maioria das fontes renováveis. Esse manifesto provoca outro questionamento: como explicar que, sob as regras de mercado criadas em 1995 e mantidas na reforma de 2004, a tarifa iria duplicar? Como explicar que, no Brasil, só se reduz tarifa entregando-se MWh das usinas antigas quase de graça? Como explicar que a política tarifária brasileira exige o tombo financeiro de uma empresa como a Eletrobras 9? UM BIZARRO MERCADO O Gráfico 12 mostra a evolução do preço de liquidação de diferenças (PLD) desde 2003, paradigma de preços no mercado livre brasileiro. Ao contrário do que parece indicar o nome, não há pequenas diferenças. Sob esse valor se liquidam certificados de energia definidos pelo governo e geração real, que podem ser significativos. 5 O grande consumidor industrial não está nesse mercado das distribuidoras, tendo migrado para o livre. 6 Supondo-se uma inflação de 6,5% em Chamamos a atenção para o fato de que a pequena indústria é a que paga esse aumento. Nota-se claramente a mudança de política mais favorável ao setor residencial no período Lula. 8 Disponível em: ra/2014/09/conta-de-luz-estaria-ate-90-mais-cara-sem- -mp-579-diz-ministerio. 9 Essa redução da tarifa se deve à redução de receita das linhas e usinas da Eletrobras, que foi obrigada a aceitar as condições da renovação das concessões, o que significa gerar 1 MWh por menos de R$ 10. A empresa, de forma inédita, perdeu 70% do seu valor. O PLD não é negociado entre ofertantes e demandantes, mas um valor definido sob a ótica do operador do sistema para liquidar valores virtuais e reais. Esse preço nada mais é do que o custo marginal de operação, que nada tem a ver com a lei de oferta e procura. Ele é função da antevisão de futuro obrigatoriamente feita para a gestão do estoque de água no sistema. Apesar dessa natureza totalmente distinta, usinas que possuem o certificado de garantia e não geram liquidam essa diferença pelo PLD. Quando o sistema apresenta equilíbrio teórico e regulamentar 10, há grande probabilidade de que esse valor fique bem abaixo da média. O Gráfico 11 mostra a distribuição de frequência do Cmo (custo marginal de operação) para uma configuração em que sua média é igual ao CME (custo marginal de expansão, barra vermelha). Essa forte assimetria sempre foi conhecida dos técnicos do setor e uma singularidade física do setor brasileiro. Fica evidente que, em condições de equilíbrio, paradoxalmente, o sistema de preços induz um comportamento de contratos de curto prazo no mercado. O paradigma da liquidação é o certificado de garantia física, um número calculado na fase de planejamento através de uma simulação para 2 mil anos de séries sintéticas de afluências. Nem os critérios do planejamento são os mesmos da operação nem a configuração é real, pois ela pode se diferenciar da situação futura. Aqui se percebe um dos efeitos da fragmentação de metodologias e responsabilidades. A mimetização está na tentativa de implantar um número fixo de energia por usina a exemplo de sistemas de base térmica, onde unidades geram a sua capacidade. Aqui, as usinas geram o que é determinado pelo operador que as administra olhando monopolisticamente a eficiência do sistema. Para cada usina, há grande variabilidade da geração real em nome da garantia do sistema interligado. Como há várias hipóteses e parâmetros subjetivos na determinação da garantia física, corre-se o risco de superavaliação dessa capacidade. Portanto, as sobras podem ser uma visão desatualizada e exagerada de uma etapa anterior executada 10 Ver: 72 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

337 GráfICO 11 DISTRIBUIÇÃO DE FREQUÊNCIA DO CMO PARA A CONFIGURAÇÃO 2016 EM EQUILÍBRIO COM O CME 12% 10% frequência 8% 6% 4% 2% 0% R$/MWh A barra marrom indica a moeda, ou valor mais provável. A vermelha indica média aproximadamente igual ao CME por outro órgão (EPE). Assim, qualquer excesso de certificado acaba indexado ao PLD, o que transforma um parâmetro da operação num paradigma de preços, algo totalmente bizarro entre mercados de energia elétrica. O Gráfico 12, como já foi dito anteriormente, mostra a evolução dos preços desde 2003; o quadro vermelho indica o menor valor atingido no período , quando era liquidada por PLD a energia das estatais, descontratadas compulsoriamente, apesar de mais baratas do que suas substitutas. Era óbvio que a carga após o racionamento tinha se reduzido em 15% e a descontratação iria provocar uma enxurrada de preços baixos de energia firme (sem riscos). Apesar da obviedade, essa estratégia foi mantida. Não é surpresa perceber que o mercado livre, que tinha poucos consumidores em 2003, saltou para quase em Essa estratégia gerou grande prejuízo nas geradoras. Apenas em Furnas, MW médios 11 permaneceram descontratados até O quadro amarelo no gráfico, ocorrido logo após um susto causado por uma combinação de fatores hidrológicos e frustração de importação da Argentina e da Bolívia, mostra preços irrisórios já no trecho em declínio do Gráfico 1. O quadro preto mostra preços ainda mais baixos às vésperas da atual crise. No ano de 2011, 25% dos contratos do mercado livre eram liquidados mensalmente. Ao contrário do que poderia parecer, não se tratava de pequenas diferenças, mas do fato de que 28% de toda a energia negociada nesse ambiente 12 foi liquidada mês a mês. A pouca transparência do mercado livre não permite que esse comportamento do mercado seja analisado, uma vez que não há dados disponíveis para os anos anteriores a A conclusão é que, mantido o sistema atual, ele é capaz de liquidar energia segura por preços irrisórios e, tempos depois, cobrar preços estratosféricos por um MWh. Qualquer comparação do nosso mercado com exemplos mundiais deveria mostrar que há algo muito errado com a nossa maneira de comercia- 11 Essa energia valorada a preços semelhantes ao custo marginal de expansão atinge aproximadamente R$ 6 bilhões. 12 Dados sobre a estrutura do mercado em 2011 foram obtidos através de requisição à CCEE. Na realidade, essa informação está indisponível para o período REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

338 Dossiê Energia elétrica GráfICO 12 EVOLUÇÃO DO PLD DA REGIÃO SE/CO DESDE Em % dos contratos fechados mensalmente. 28% de toda a energia comercializada no mercado. R$ 822/MWh R$ 12/MWh Às vésperas da crise! Tão irrisório quanto R$ 4/MWh Tão irrisório quanto R$ 16/MWh 7.000% 0 lizar energia. Ver gráficos 13 (comparação com o Nordpoll) e 14 (PJM). A exposição das distribuidoras a esse mercado está calcada na falsa ideia de que o sistema estava em equilíbrio. Na realidade, ao contrário da avaliação de vários agentes, o governo subestimou a exposição a preços exorbitantes, que resultaram em espantosas dívidas. Portanto, o que está no centro dos erros da atual política energética é o próprio conceito de garantia. GráfICO 13 COMPARAÇÃO DE PREÇOS (EUROS) DO MERCADO LIVRE BRASILEIRO E DO NORDPOOL (SUÉCIA, NORUEGA, FINLÂNDIA E DINAMARCA) 250,00 200,00 PLD SE euro Nord 150,00 100,00 50,00 mai/03 out/03 mar/04 ago/04 jan/05 jun/05 nov/05 abr/06 set/06 fev/07 jul/07 dez/07 mai/08 out/08 mar/09 ago/09 jan/10 jun/10 nov/10 abr/11 set/11 fev/12 jul/12 dez/12 mai/13 out/13 mar/14 mai/03 out/03 mar/04 ago/04 jan/05 jun/05 nov/05 abr/06 set/06 fev/07 jul/07 dez/07 mai/08 out/08 mar/09 ago/09 jan/10 jun/10 nov/10 abr/11 set/11 fev/12 jul/12 dez/12 mai/13 out/13 mar/14 ago/14 74 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

339 GráfICO 14 COMPARAÇÃO DE PREÇOS (US$) DO MERCADO BRASILEIRO COM O MERCADO PJM DELAWARE, ILLINOIS, INDIANA, KENTUCKY, MARYLAND, MICHIGAN, NEW JERSEY, NORTH CAROLINA, OHIO, PENNSYLVANIA, TENNESSEE, VIRGINIA, WEST VIRGINIA, DC PJM PLD em US$ jan/03 jun/03 nov/03 abr/04 set/04 fev/05 jul/05 dez/05 mai/06 out/06 mar/07 ago/07 jan/08 jun/08 nov/08 abr/09 set/09 fev/10 jul/10 dez/10 mai/11 out/11 mar/12 ago/12 jan/13 jun/13 nov/13 abr/14 O INÚTIL SACRIFÍCIO DA ELETROBRAS Segundo dados oficiais da Aneel, a estrutura média das tarifas em 2011, ano anterior à interferência da MP 579, é a que está mostrada no Quadro 1. Até a não aceitação das condições de renovação das concessões pelas empresas Copel, Cesp e Cemig, as usinas passíveis de ser atingidas somavam MW, aproximadamente 20% do total de hidráulicas do sistema. quadro 1 ESTRUTURA TARIFÁRIA MÉDIA EM 2011 Tributos: 25,9% Encargos: 10,9% Distribuição: 26,5% Transmissão: 5,7% Energia: 31% Fonte: Dados extraídos da Aneel, cartilha Por Dentro da Conta de Energia. Disponível em: da%20conta%20de%20luz_pdf.pdf REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

340 Dossiê Energia elétrica A parcela da tarifa referente à energia correspondia a 31% do total. Nem todos os kwh vêm de hidráulicas (supondo-se 80%). Se a energia dessas usinas fosse entregue de graça, a redução máxima seria de 4,96% (31% x 20% x 80%). Assim, desde sempre era mais do que evidente que essa proporção seria insuficiente para compensar os aumentos tarifários ocorridos nos últimos 20 anos. Sem espaço para aprofundar o tema, há muitas razões para aumentos tarifários. Entretanto, nunca houve sequer um diagnóstico. Um histórico de eventos precedeu a MP 579. Em 2011 e 2012, em grande campanha midiática, a Fiesp debitava ao preço das usinas antigas a baixa competitividade da indústria brasileira. Se a indústria dependesse apenas do preço da energia, a Itália e o Japão estariam com suas indústrias quebradas, pois têm tarifas ainda mais altas do que a brasileira. O Quadro 2 é parte de uma apresentação da Fiesp cujo argumento principal é a comparação com leilões de usinas do PAC como prova da tese de que as usinas antigas estariam caras. Ninguém nega que os preços praticados por usinas de mais de 30 anos poderiam ser mais baixos. Entretanto, o sistema implantado pelo governo em 2003 foi o de mercado. Os preços praticados foram definidos em leilão de Portanto, não há mais como se referir a esses valores como tarifas. Estamos lidando com preço. Usinas novas não deveriam ser paradigmas de comparação com antigas, até porque é impossível encontrar duas hidrelétricas iguais. As usinas Santo Antônio e Jirau, no Rio Madeira, supostamente têm hidrologia distinta da de outros rios brasileiros, com maior produtividade (FC ~ 60%). Deveriam ser mais baratas! Todas as usinas do exemplo, sem exceção, são financiadas pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social bndes a taxas subsidiadas. Todas têm parcerias com estatais, sempre minoritárias. Todas têm suposições de contratação no mercado livre que ainda não se concretizaram. Nenhuma delas está em pleno funcionamento. quadro 2 SLIDE DE APRESENTAÇÃO DA FIESP Cenário de Licitação Geração Preços atualizados (IPCA) Data do Leilão Preço de Venda Final (R$/MWh) Santo Antônio 10/12/ ,53 Jirau 19/5/ ,14 Belo Monte 20/4/ ,41 Teles Pires 17/12/ ,77 Média ponderada (IPCA março/2011) 82,54 O preço médio da energia das usinas amortizadas, também em março de 2011, era de R$ 90,98/MWh, superior ao preço médio (R$ 82,54/MWh) das usinas em construção 76 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

341 quadro 3 CUSTO POR KW INSTALADO NAS USINAS Usinas Custo estimado (R$) Potência MW Teles Pires , Belo Monte , Sto. Antônio , Jirau , Total , R$/kW médio 3.655,23 Fonte: informações obtidas nos sites das usinas Contudo, reconhecendo o efeito denunciado pela Fiesp, o Ilumina propõe uma comparação, conforme consta no Quadro 3. As usinas da Eletrobras velhas são: Marimbondo, Porto Colômbia, Estreito, Funil, Furnas, Corumbá, Paulo Afonso I, II, III e IV, Moxotó, Itaparica, Xingó, Piloto, Araras, Funil, Pedra e Boa Esperança. Elas somam MW. Se fossem construídas hoje com o custo médio dos exemplos da Fiesp, custariam R$ ,87. Qual era a contabilização oficial de amortização das usinas da Eletrobras? Ver Quadro 4: R$ Portanto, a diferença, R$ ,87, estaria amortizada. Assim, sob o paradigma da Fiesp, 74% das usinas já teriam sido pagas pelo consumidor! Em termos aproximados, sem mudança de regras, sem alterar a metodologia de balanços auditados e aprovados pela Aneel, a tarifa das usinas antigas poderia ser a quarta parte dos R$ 91/MWh apontados pela Fiesp, o que chegaria a R$ 22/MWh. Entretanto, a tentativa infrutífera de reduzir tarifas exigia muito mais. O Quadro 5 mostra as despesas de operação e manutenção (O&M) definidas por um simplório modelo matemático, em que bastam apenas duas variáveis (capacidade instalada e garantia física) para definir o custo de operação e manutenção de uma usina. Sob essa filosofia, duas usinas em rios de regiões totalmente distintas, com especificidades advindas do ambiente em que estão instaladas, podem ter exatamente o mesmo custo de operação e manutenção. Para tal, basta terem a mesma capacidade instalada (independente do número de máquinas) e a mesma garantia física (um número de escritório dependente de parâmetros subjetivos), algo completamente inusitado 13. Esses valores são inferiores à terça parte (US$ 10/MWh) de referências internacionais, como mostra o Quadro 6, que indica apenas estimativas de custos. Os Estados Unidos ainda mantêm a maioria de seus estados regulada pelo regime de serviço pelo custo (return rate regulation). Esse sistema vigente no Brasil até 1995, longe de ser perfeito, tem proporcionado tarifas menores do que o sistema de mercado usado em outros estados. Independente da validade desse ou de outro sistema de regulação, o grande diferencial é que a idade da usina não é motivo para um conces- 13 A nota técnica em questão tem sérios indícios de ter sido feita às pressas, pois na fórmula, ao invés de fator de capacidade (FC = razão entre a garantia física e a capacidade instalada), aparece fator de potência (FP = defasagem entre corrente e tensão). REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

342 Dossiê Energia elétrica quadro 4 VALORES DE INDENIZAÇÃO E CONTÁBEIS DE ATIVOS DA ELETROBRAS R$ MILHÕES Empresas Valor Contábil Geração Transmissão Total Indenização Valor Contábil Indenização Valor Contábil Indenização Chesf Furnas Eletronorte Eletrosul Total Indenizações estabelecidas pelo MME quadro 5 MODELO MATEMÁTICO DEFINIDOR DOS CUSTOS DE O&M PÓS-MP 579 Usinas Potência (MW) R$/kW.ano Garantia Física (MW médios) R$/MWh Ponderação pela garantia física Funil , , ,95 Boa Esperança , , ,64 P. Colômbia , ,16 Corumbá I , , ,33 Estreito , , ,41 Furnas , , ,80 Marimbondo , , ,12 Itaparica , , ,22 Xingó , , ,75 P. Afonso , , ,03 Total , ,40 Fonte: Nota Técnica n o 385/2012-SER/SRG/Aneel 78 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

343 quadro 6 Plant Type Capacity Factor (%) Levelized Capital Cost Fixed O&M Variable O&M (including fuel) Transmission Investment Total System Levelized Cost Dispatchable Technologies Conventional Coal 85 64,9 4 27,5 1,2 97,7 Advanced Coal 85 74,1 6,6 29,1 1,2 110,9 Advanced Coal with CCS 85 91,8 9,3 36,4 1,2 138,8 Natural Gas-fired Conventional Combined Cycle Advanced Combined Cycle Advanced CC with CCS Conventional Combustion Turbine Advanced Combustion Turbine Advanced Nuclear 87 17,2 1,9 45,8 1,2 66, ,5 1,9 42,4 1,2 63, ,3 4 50,6 1,2 90, ,3 2,7 76,4 3,6 127, ,6 64,7 3,6 101, ,5 11,3 11,6 1,1 111,4 Geothermal 91 75,1 11,9 9,6 1,5 98,2 Biomass ,8 44,3 1,3 115,4 Non-Dispatchable Technologies Wind 33 82,5 9,8 0 3,8 96 Solar PV ,7 7,7 0 4,3 152,7 Solar Thermal ,6 40,1 0 6,3 242 Hydro , ,1 88,9 Fonte: US Energy Information Administration Levelized Costs of New Generation Resources 2012 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

344 Dossiê Energia elétrica quadro 7 TAXAS DE RETORNO SOBRE O PATRIMÔNIO ADOTADAS EM DIVERSOS ESTADOS AMERICANOS Company ROE Company ROE Alabama Power 13,75% Aquila Inc MO 10,25%* Arizona Public Service 10,75%* Ameren UE MO 10,20%* Entergy AR 11,00% Sierra Pacific Power NV 10,60%** Oklahoma Gas & Electric AR 10,00%* Unitil Energy Systems NH 9,67%** Pacific Gas & Electric CA Southern California Edison San Diego Gas & Electric 11,35% 11,50% 11,10% Public Service Co CO 10,50%** Central Hudson Gas & Electric NY Duke Energy Carolinas NC Progress Energy Carolinas SC South Carolina Electric & Gas 9,60%** 12,25%*** 12,75%*** 11,00%*** Progress Energy FL 11,75% Entergy Gulf States TX 10,95% Maine Public Service 10,20%** PacifiCorp UT 10,25%** Potomac Electric Power MD Delmarva Power & Light MD 10,00%* Green Mountain Power VT 10,25%** 10,00%* Appalachian Power VA 10,00% Detroit Edison 11,00% Puget Sound Energy WA 10,40%*** Consumers Energy MI 10,70% PacifiCorp WA 10,20%*** Interstate Power & Light MN 10,39%** Avista WA Avista WA Northern States Power MN 10,54%** Entergy Mississipi 11,05%*** APCo/Wheeling (AEP Utilities) WV MonPower/PE (APS Utilities) WV 10,50%*** 10,50%*** Mississipi Power 12,98%*** Wisconsin Power & Light 10,80%* Kansas City Power & Light MO 11,25%** Wisconsin Public Service 10,90%* (*) 2006 Public Utilities Fortnightly (**) 2007 (***) Ferc response Fonte: R. Mihai Cosman CPUC Energy Division 80 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

345 sionário perder sua atribuição original em relação àquele empreendimento. Afinal, a amortização e a depreciação de uma usina nada têm a ver com o prazo de concessão. Dependendo do contrato, a amortização poderá ocorrer inclusive antes do final do prazo de concessão. A forma adotada pela MP 579 é radicalmente distinta da adotada nos sistemas regulados como serviço público, uma vez que não há a possibilidade de uma empresa passar a ser mera administradora de mão de obra e manutenção, como é o caso brasileiro. O Ilumina, em consulta direta com o Idaho National Laboratory (Inl), organismo do Departamento de Energia americano, obteve a informação de que a única possibilidade de um concessionário americano perder a sua condição original é o descumprimento do contrato. Afinal, os americanos não querem uma troca de concessionário que arrisque a perda do agente que construiu a usina simplesmente por decorrência de prazo. As taxas de retorno sobre o patrimônio são negociadas junto às agências reguladoras dos estados e podem variar conforme as especificidades de cada empresa. CONCLUSÃO Todos os dados deste documento apontam o acúmulo dos sintomas apresentados pelo atual modelo mercantil do setor elétrico. Todos denunciam disfunções que agravam as crises, sejam advindas de mudanças climáticas, de imprevisibilidade do futuro ou simplesmente de decisões equivocadas. Cada sintoma, por si só, já deveria provocar alguma estranheza, mas, inacreditavelmente, estamos convivendo com essas evidências há mais de uma década. Adotamos um modelo mimetizado e fragmentado como se tivéssemos um sistema de base térmica, como o paradigma inglês. O que antes era apenas um parâmetro técnico, o Cmo, passou a ser o centro do modelo comercial, o que fez com que a inevitável subjetividade se transferisse para a esfera econômico- -financeira do setor. O sistema está em desequilíbrio, e os números mostram isso. Mesmo que essa carência tenha se originado de atrasos de obras, ainda com mais razão não se consegue perceber a lógica de gestão dos reservatórios dos últimos anos. Se 2014 e 2015 não nos derem uma lição a ser aprendida, certamente teremos outras crises no futuro. Se entendermos que o sistema nos transmite intranquilidade, devemos mudar nossos parâmetros, que, até esse momento, pareciam robustos. Se essa mudança for feita, teremos que enfrentar a desvalorização das garantias comerciais de todas as usinas do sistema, por mais doloroso e complexo que seja esse processo. É preciso que se adote algum tipo de redução controlável da carga urgentemente. O impacto do adiamento terá efeitos dramáticos caso ocorra o que hoje é considerado improvável. Soluções de médio prazo existem. Apesar de não ser o foco deste texto, citamos a redução de perdas na distribuição, o incentivo à geração distribuída, a desoneração de produtos eficientes e a reavaliação de volumes de reservatórios, entre muitas outras. Enfatizamos a inutilidade da intervenção provocada pela MP 579 e entendemos que ela deve ser profundamente modificada. É preciso decidir se o modelo comercial se rege pelas leis de mercado ou pelos princípios de serviço público (pelo custo). O hibridismo atual combinado com certificados de garantia superavaliados vitimou os consumidores com o risco hidrológico, evento que não pode ser minimizado pelas distribuidoras. Se, com as usinas cotizadas, houve uma tentativa de se recuperar a estrutura vigente antes da reforma mercantil de 1995, a forma imposta pela MP 579 é completamente imprópria. O serviço pelo custo é aplicado através de monitoração da taxa de retorno sobre o patrimônio na maioria dos países que adotam esse princípio. Dessa maneira, nenhuma empresa deixa de ser concessionária e continua responsável pela usina, seja qual for sua idade. Esperamos que essa sequência de dados tenha tornado claro que parte da dívida do setor, que o TCU avaliou em R$ 60 bilhões 14 (que não para de crescer), está relacionada ao fato de que esse mesmo sistema que cobra dívidas bilionárias do consumidor liquidou energia por va- 14 Relatório TC / REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

346 Dossiê Energia elétrica lores irrisórios até 2011, com grande prejuízo imposto às usinas da Eletrobras. Consideradas as dívidas das geradoras hidráulicas, as perdas de valor da Eletrobras, os valores de indenização e aportes do Tesouro, esse valor já ultrapassa R$ 100 bilhões, quantia superior a toda a receita da privatização de empresas do setor ocorrida na década de 90. Numa interpretação ampla e atemporal dos fluxos financeiros do setor, os recursos que hoje faltam foram capturados no mercado livre no passado. Essa captura se deu de forma totalmente legal e legítima, mostrando que o modelo vigente tem características absolutamente equivocadas e que, mais cedo ou mais tarde, traz prejuízos a todos os setores. O país precisa discutir profundamente as decisões tomadas nos últimos anos. Pequenas reformas não resolverão o problema. É urgente a decretação de medidas efetivas de redução da carga. Caso seja inevitável o racionamento, mais severo será se nada for feito. 82 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

347 A crise da energia elétrica e o seu custo Flávia Lefèvre Guimarães

348 Dossiê Energia Justiça brasileira elétrica RESUMO Este artigo apresenta uma retrospectiva das principais alterações regulatórias que impactaram as políticas públicas de acesso ao serviço público essencial de distribuição de energia elétrica, especialmente pelo foco dos interesses e direitos dos consumidores residenciais, inclusive os de baixa renda. A retrospectiva parte de 1995 data da edição da Lei Eliseu Rezende, por meio da qual a sistemática de definição da estrutura tarifária sofreu forte modificação, dentro do contexto de preparar o setor elétrico para as privatizações iniciadas no bojo da reforma do Estado a partir do governo do então presidente Fernando Henrique Cardoso. Palavras-chave: distribuição de energia elétrica; estrutura tarifária; Aneel; setor elétrico; baixa renda. ABSTRACT This article presents a retrospective review of the main regulatory changes impacting public policies concerning the access to the essential public service of electricity distribution, especially by focusing on the interests and rights of household consumers, including lowincome consumers. The retrospective analysis starts in 1995 the date of enactment of the Eliseu Rezende Law, whereby the methodology for defining tariff structure was deeply altered within the context of preparing the electricity sector for privatization started in the wake of the State Reform by the government of President Fernando Henrique Cardoso. Keywords: distribution of electric energy; tariff structure; Aneel [Brazilian Electricity Regulatory Agency]; energy sector; low income. 84 REVISTA USP São Paulo n. n p. p março/abril/maio janeiro/fevereiro/março

349 Estamos enfrentando uma das mais graves crises no setor elétrico: cenário de escassez de energia e explosão do valor das tarifas, cujos efeitos já se revelam, como a redução drástica dos níveis de consumo e a inadimplência. Para entendermos esse cenário, com vistas a adotar medidas corretivas, é importante ter em foco os últimos anos e suas principais mudanças institucionais. Nessa perspectiva, é obrigatório olharmos para o passado recente, quando a Constituição Federal e as constituições estaduais foram emendadas para viabilizar a delegação de funções exercidas exclusivamente pelo Estado para a iniciativa privada. Estamos falando das privatizações que, no setor elétrico, se iniciaram a partir de A partir do modelo adotado, inspirado no britânico, iniciamos um processo que implicou a perda pelo poder público do controle sobre o serviço público essencial de energia elétrica e seus principais recursos naturais. E esse fato é grave não só por suas consequências sociais e econômicas, mas também porque, de acordo com a Constituição Federal (art. 21, inc. XII, b), a exploração dos serviços e instalações de energia elétrica e o aproveitamento energético dos cursos de água, assim como a articulação com os estados onde se situam os potenciais hidroenergéticos, são de competência exclusiva da União e deveriam servir ao papel estratégico que possuem. O processo de desestatização se iniciou no governo do então presidente Fernando Collor de Melo, com a aprovação da Lei 8.031/1990 (Programa Nacional de Desestatização) para a reforma do Estado, e se aprofundou com o governo de Fernando Henrique Cardoso, refletindo nos governos estaduais que aprovaram leis de desestatização para a privatização das distribuidoras estaduais. Em 1995 foram privatizadas a Cerj e a Light, mesmo antes de estar constituída a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) órgão regulador e fiscalizador do setor, instituído pela Lei 9.427/96, que só foi regulamentado depois da edição do Decreto 2.335, de 6 de outubro de O modelo de privatização foi extremamente criticado à época e questionado judicialmente pelos partidos de esquerda, que apresentavam um modelo alternativo para garantir a necessária expansão do setor elétrico, sem ignorar as garantias legais de acesso à energia elétrica e observando princípios de universalização e modicidade tarifária. Entretanto, quando em 2003 o presidente Luís Inácio Lula da Silva foi eleito, nomeou como ministra de Minas e Energia a hoje presidente Dilma Rousseff, que apresentou novo plano para o setor, acirrando o viés neoliberal que assolou o setor elétrico nos governos anteriores e nos conduzindo à atual circunstância de especulações e desrespeito aos direitos dos consumidores. FLÁVIA LEFÈVRE GUIMARÃES é conselheira fiscal da Proteste. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

350 Dossiê Energia elétrica Apresenta-se, a seguir, um retrospecto, em ordem cronológica, das medidas que mais prejudicaram o consumidor ao longo dos últimos 20 anos. FIM DO SUBSÍDIO CRUZADO A PARTIR DE 1995 (LEI ELISEU REZENDE) Para promover a desverticalização do setor elétrico, foi editada a Lei 8.631/93, chamada Lei Eliseu Rezende, de acordo com a qual foi eliminada a remuneração garantida, que não só permitia subsídio cruzado entre as diversas classes de consumidores, mas também viabilizava que empresas até então estatais, que atuavam em grupos econômicos formados por geradoras, transmissoras e distribuidoras, pudessem praticar tarifas módicas em localidades e regiões do país onde não havia consumidores com renda suficiente para garantir o retorno dos investimentos que se faziam necessários. Com a aplicação da Lei Eliseu Rezende, os usuários com menor consumo de 0 a 30 kw sofreram um aumento real de 321,54%, entre junho de 1994 a agosto de 1999, enquanto os usuários com maior consumo tiveram uma redução na tarifa de 14,69%. Além disso, o consumo era tarifado em regime de cascata, com descontos de até 200 kwh/ mês. Também os descontos em cascata foram diminuídos e, posteriormente, extinto esse tipo de cobrança, com o pagamento da tarifa cheia desde o primeiro kwh consumido. Por força das mudanças, em 1995, o consumidor pagava em média no Brasil R$ 80,23 por kwh/mês, enquanto o consumidor industrial pagava R$ 26,12 e o consumidor comercial, R$ 93,36. Em 2003, a tarifa média por kwh/mês era de R$ 241,98 para consumidores residenciais, R$ 130,54 para industriais e R$ 223,08 para usuários comerciais. Inverteu-se, então, o subsídio cruzado. Importante notar também que o fim da remuneração garantida aos agentes econômicos de distribuição levou a que os consumidores das regiões mais pobres do país pagassem mais pela energia elétrica. Considerando que a maioria das distribuidoras passaram a ser privadas, as tarifas sociais praticadas até a privatização com base em portarias editadas pelo antigo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE) deixaram de ser praticadas e, consequentemente, milhões de consumidores tornaram-se inadimplentes e ligações clandestinas proliferaram-se, desorganizando o setor. Considerando que a energia elétrica é serviço essencial para a garantia de condições mínimas de dignidade de vida, era fundamental que, diante da mudança da lógica que passou a reger a administração das distribuidoras por grandes grupos econômicos privados, o poder público adotasse medidas regulatórias para assegurar equilíbrio na relação entre consumidores e concessionárias. Mas nenhuma ação por parte da Aneel ou do Ministério de Minas e Energia foi adotada na direção de garantir o acesso especialmente para os consumidores de baixa renda, como determinam o art. 175 da Constituição Federal, o art. 22 da Lei de Concessões e o art. 6 o do Código de Defesa do Consumidor. CRISE DE 2001 (LEI /2002) Em 2001 falhas no modelo de privatização do setor somadas a questões climáticas levaram o Brasil a um cenário de crise, sendo que os consumidores se viram obrigados a reduzir em 20% o consumo, sob pena de pagamento de multa, além de amargar aumento real de tarifa, definido pela Lei /2002. Essa lei também instituiu o seguro antiapagão R$ 0,0057 por kwh, administrado pela Comercializadora Brasileira de Energia Elétrica, para custear o pagamento de aluguéis de usinas termoelétricas que serviriam de backup em caso de desabastecimento no sistema hídrico, e estabeleceu recomposição tarifária extraordinária em benefício das distribuidoras, com um aumento real, além da correção monetária, para a classe residencial de 2,9% e de 7,9% para as demais classes de consumo. O aspecto positivo dessa lei foi a instituição de nova sistemática de tarifa social de baixa renda a ser aplicada em todo o país. Porém, os critérios adotados restringiam o alcance da medida, deixando os consumidores mais pobres em situação de grande vulnerabilidade, e, por outro lado, contemplavam indevidamente consumidores de alta renda. 86 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

351 A Proteste Associação Brasileira de Defesa do Consumidor juntamente com o Procon-SP ajuizaram ação civil pública e conseguiram liminar que vigorou por cinco anos no país, garantindo o benefício da tarifa social para mais de 6 milhões de unidades consumidoras, até a edição da Lei /2010, que trouxe novos critérios, mais adequados à realidade social brasileira. MERCADO ATACADISTA DE ENERGIA (RESOLUÇÃO 423/2002) Regulamentando a Lei /2002, a Aneel editou a Resolução 423, tendo sido editada também a Lei /2002, que instituíram o Mercado Atacadista de Energia (MAE), pessoa jurídica de direito privado, formada e dirigida por concessionárias, permissionárias e autorizadas de energia elétrica, que passaram a ter o controle sobre os preços da energia no país e, indiretamente, sobre as tarifas praticadas junto ao consumidor final. A resolução atribuiu ao MAE a responsabilidade pela coordenação e realização dos leilões de energia, inclusive da denominada energia velha. Ou seja, as tarifas de energia elétrica, para o consumidor final, passaram a ser reguladas com base no interesse privado, em total e injustificável desrespeito ao interesse público, à natureza jurídica do serviço essencial de energia elétrica e, portanto, de forma contrária à Constituição Federal e aos princípios da modicidade. ERRO DE REAJUSTE Tendo sido provocado pela Câmara dos Deputados Federais, o Tribunal de Contas da União, por intermédio da Secretaria de Fiscalização das Desestatizações (Sefid) órgão técnico desse tribunal, de reconhecida excelência, constatou vultoso desequilíbrio econômico nos contratos de concessão de distribuição em desfavor dos consumidores e de toda a sociedade brasileira. Diante do fato revelado foi instaurada Comissão Parlamentar de Inquérito, pois, de acordo com o relatório da Sefid, as empresas teriam se apropriado indevidamente de mais de R$ 10 bilhões, sem que a Aneel tomasse providências efetivas para evitar o enorme desequilíbrio contratual. Depois de revelado o erro na metodologia de reajustes anuais, que perdurou por mais de sete anos, a própria Aneel, em entrevista concedida pelo então superintendente de regulação econômica ao jornal Folha de S. Paulo, em outubro de 2009, afirmou o seguinte: Nós temos plena certeza de que esse é um dinheiro que não pertence à distribuidora. [...] Se isso for levado à justiça, dificilmente as distribuidoras terão como ganhar essa causa. Entretanto, apesar de ter sanado a irregularidade no método de reajuste, a Aneel negou-se a dar tratamento aos efeitos pretéritos decorrentes dos erros de reajuste, que geraram a apropriação indevida, sob o argumento de se garantir segurança jurídica às empresas. Ficou gritante a ilegalidade da atuação da Aneel, que, desde a Portaria 25 de 2002, editada pelos ministérios de Minas e Energia e da Fazenda, dispunha de importante ferramenta regulatória para promover as compensações necessárias nos momentos de reajustes tarifários, a fim de assegurar o equilíbrio econômico financeiro dos contratos, mas não a utilizou e resiste até hoje a reequilibrar as tarifas. O Ministério Público Federal e diversas entidades de defesa do consumidor, entre elas a Proteste, ajuizaram ações civis públicas que ainda não foram julgadas. PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DE DIFERENÇA E MERCADO SPOT Eleito, o presidente Lula nomeou como ministra de Minas e Energia Dilma Rousseff e, como uma das primeiras medidas do governo, instituíram-se novas regras para a comercialização de energia elétrica, bem como para o processo de outorga de concessões e de autorizações de geração de energia elétrica, por intermédio do Decreto 5.163/2004. Esse decreto teve como resultado a elevação do preço de liquidação das diferenças relativas aos leilões de energia realizados sob as novas regras, gerando incentivos para que agentes como geradoras e certos consumidores livres passassem a concentrar seus esforços na especulação da energia elétrica no mercado spot. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

352 Dossiê Energia elétrica Com a nova sistemática de leilões, geradoras deixaram de negociar no mercado livre e de comparecer às licitações, forçando as distribuidoras e consumidores livres a liquidar (comprar) energia elétrica a preços exorbitantes no mercado spot, para que conseguissem cumprir seus compromissos perante seus clientes e manter o funcionamento de suas linhas de produção. Da mesma forma, algumas empresas (consumidores livres) com contrato de fornecimento de energia elétrica ainda vigente, tendo em vista os altos lucros propiciados pela liquidação no mercado de curto prazo, interromperam sua produção a fim de economizar a energia elétrica e revendê-la, especulando no mercado spot. E, diga-se, a Aneel reconhece plenamente a existência de poder de manipulação de mercado detido pelas empresas geradoras, como deixou expresso na Nota Técnica n o 84/2014-SEM/Aneel, na qual se encontra o seguinte: [ ] No setor elétrico essas falhas são acentuadas pelo fato de existirem poucos competidores relevantes, que podem atender parcela significativa do mercado, principalmente em razão dos elevados custos necessários para entrar no mercado. [ ]. Assim, agentes de geração que controlam uma parcela significativa do mercado ou estão localizados em pontos estratégicos do sistema podem manipular o preço spot do mercado, atuando individualmente ou em conjunto [ ] na intenção de maximizar seus lucros. [ ] O exercício dessa habilidade por parte de um ou mais agentes não é visto na economia como uma conduta condenável ou passível de punição, é simplesmente uma forma racional de comportamento que, no entanto, prejudica a competição, comprometendo, assim, a eficiência do mercado. Esse entendimento da Aneel ignora que, no caso de serviços públicos essenciais, a regra é a do menor lucro, conforme as mais balizadas lições de direito administrativo. Hely Lopes Meirelles, em seu livro Direito Administrativo Brasileiro, ensina que: A regulamentação e controle do serviço público e de utilidade pública caberão sempre e sempre ao Poder Público, qualquer que seja a modalidade de sua prestação aos usuários. O fato de tais serviços serem delegados a terceiros, estranhos à Administração Pública, não retira do Estado seu poder indeclinável de regulamentá-los e controlá-los, exigindo sempre sua atualização e eficiência, de par com o exato cumprimento das condições impostas para sua prestação ao público. [ ] O fim precípuo do serviço público ou de utilidade pública, como o próprio nome está a indicar, é servir ao público e, secundariamente, produzir renda a quem o explora. Daí decorre o dever indeclinável de o concedente regulamentar, fiscalizar e intervir no serviço concedido sempre que não estiver sendo prestado a contento do público a que é destinado. MEDIDA PROVISÓRIA 579/2012 (LEI /2013) O pouco tempo decorrido desde a edição da Medida Provisória 579/2012 já é suficiente para demonstrar que se perpetrou outro erro grave e de proporções avassaladoras, fragilizando especialmente as geradoras públicas, levando o setor elétrico a ser dependente de recursos do governo federal e dos aportes do Tesouro Nacional. À medida tem sido atribuída a pecha de desmonte do setor elétrico. A dívida do setor hoje alcança mais de duas dezenas de bilhões de reais contraída pelas concessionárias nos últimos três anos, cujo peso já está recaindo sobre o consumidor pela via dos processos de revisões extraordinárias. O aumento médio para o consumidor residencial resultado do processo de endividamento das empresas frente ao sistema financeiro é de 39% no início de 2015, sem contar o impacto dos aumentos decorrentes das bandeiras tarifárias. BANDEIRAS TARIFÁRIAS (RESOLUÇÃO NORMATIVA N. 547, DE 16 DE ABRIL DE 2013) O cenário de escassez, que não se deve apenas a razões climáticas, mas à desorganização regulatória do sistema, especialmente à nova 88 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

353 sistemática de leilões e à Medida Provisória 579, convertida na Lei /2013, levou a que a Aneel passasse a aplicar, a partir de janeiro de 2015, as bandeiras tarifárias. Trata-se de medida que permite o repasse do custo de aquisição de energia térmica pelas distribuidoras para os consumidores no mês subsequente. Janeiro, fevereiro, março e abril de 2015 estão com a bandeira vermelha, o que implica acréscimo na tarifa de R$ 5,50 por 100 kwh/mês consumidos. Com a bandeira amarela, o aumento é de R$ 2,50 por 100 kwh/mês. Essa medida afronta o regime jurídico estabelecido para os serviços públicos essenciais, pois repassa para o consumidor o risco da atividade econômica, contrariando o que dispõem a Constituição Federal e o Código de Defesa do Consumidor. Além disso, quando se paga a conta de luz, não se paga só a quantidade de energia consumida, mas também os diversos encargos para garantir a segurança do sistema. Mais especificamente quanto ao custo da energia produzida por usinas térmicas, é preciso lembrar que durante anos pagamos o seguro antiapagão, criado justamente para garantir segurança ao sistema. Alega-se que essa medida contraria a lógica do Plano Real, que determina reajustes e repasse de custo exclusivamente no período anual. Entretanto, por medida provisória, o governo criou uma exceção para a energia elétrica Medida Provisória 2.227/2001. Um dos mais graves efeitos das bandeiras tarifárias é serem altamente inflacionárias, já que a energia é um insumo básico para a indústria e comércio e compõe índices de correção monetária, que indexam cesta básica entre outros tantos produtos e serviços. Ou seja, prejudicam o sistema produtivo e, consequentemente, prejudicam duplamente o consumidor, que paga a tarifa mais cara e outros produtos e serviços também. As modificações referidas têm implicado que o Brasil tenha uma das tarifas mais caras do planeta; o valor médio ao final de 2014 do MWh foi de R$ 534,28. Entretanto, o Canadá, que tem uma matriz energética hidráulica semelhante à do Brasil, tem a tarifa média de R$ 115,20 por MWh; e a média mundial está em R$ 257,50 o MWh. A QUEDA DA QUALIDADE DA PRESTAÇÃO DO SERVIÇO A despeito do quadro de desrespeito ao princípio da modicidade tarifária com tarifas exorbitantes, a qualidade do serviço tem se deteriorado significativamente a partir de 2010 a cada ano que passa. A Aneel passou a promover, a partir de 2009, alterações no modo de auferir a qualidade do serviço de distribuição e de penalizar as empresas pelo descumprimento das metas estabelecidas. De acordo com as alterações instituídas por intermédio dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Prodist) implantadas a partir de 2009, a Aneel estabeleceu o fim da penalização das distribuidoras pela violação dos indicadores coletivos de qualidade, quais sejam, o DEC e o FEC duração e frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora. A partir, então, de janeiro de 2010, as penalidades impostas às concessionárias de distribuição de energia elétrica passaram a se dar exclusivamente por meio de compensação na fatura de energia elétrica de cada uma das unidades consumidoras, sempre que ocorra violação dos padrões de continuidade individuais, quais sejam, o DIC, o FIC duração e frequência de interrupção por unidade consumidora e o DMIC duração máxima de interrupção por unidade consumidora. A despeito de as normas ora em tela estabelecerem que as informações correspondentes à aferição dos indicadores de qualidade devem ser auditáveis e que as concessionárias têm o dever de enviar periodicamente as informações colhidas por elas à Aneel, o certo é que a capacidade de fiscalização, tanto do consumidor quanto da agência, tornou-se bastante limitada a partir das mudanças implantadas. Isso porque, de acordo com o item 5.6.2, do Módulo 8 do Prodist, que trata da apuração dos indicadores coletivos, atribuiu-se às concessionárias o direito de não computarem como interrupção e má qualidade do serviço o que se denomina de situações de emergência e dias críticos, cujas definições constam do Módulo 1 do Prodist. Além do inconveniente de a atividade de apuração do que se denomina de situação de emergên- REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

354 Dossiê Energia elétrica cia e dias críticos ficar sob o controle exclusivo das concessionárias de modo auditável pela agência, é certo, mas a posteriori, a nova norma é bastante flexível e subjetiva, permitindo que o controle se dê pelo próprio agente regulado, sem gerar a devida penalização por grande parte das interrupções que terminam por ser expurgadas do cômputo dos índices de violação de continuidade de prestação do serviço. Essas modificações têm implicado degradação radical na qualidade de prestação do serviço. O quadro tecido acima permite concluir que desde a privatização do setor elétrico as tarifas subiram muito, e os padrões de qualidade de prestação dos serviços, ao invés de melhorar, pioraram. Esses resultados se devem ao modo de conduzir o setor, protegendo prioritariamente o interesse econômico dos agentes econômicos e deixando de considerar os direitos do consumidor a serviços públicos essenciais. O sistema de regulação do setor precisa passar por uma profunda revisão, resgatando os valores que moldam o regime jurídico atribuído aos serviços públicos. No caso da energia elétrica, a Lei de Concessões (art. 6 o ) estabelece que serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas. Sendo consequente e responsável, é preciso admitir que as concessionárias brasileiras em geral não têm atendido de forma plena a nenhum dos requisitos legais, de modo que o papel estratégico da energia elétrica para o desenvolvimento econômico e social do país e como instrumento de distribuição de justiça social está fortemente comprometido, sem que o poder público cumpra suas atribuições legais e atue de forma eficaz para a racionalização e equilíbrio do setor elétrico. 90 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

355 Dimensão da crise e a explosão das tarifas de energia elétrica Carlos Augusto Ramos Kirchner

356 Dossiê Energia Justiça brasileira elétrica RESUMO Não se pode considerar, de forma alguma, que a crise por que passa o setor elétrico seja decorrente apenas da falta de chuvas e que a responsabilidade pelo aumento das tarifas de energia elétrica se deva unicamente à necessidade de se despachar termelétricas. O setor elétrico encontra-se desarranjado com seus participantes, notadamente empresas geradoras estatais estaduais, deixando de vender sua energia, especulando e liquidando no mercado de curto prazo. A razão de se ter implantado termoelétricas caras quando se poderia ter optado por termoelétricas com menores custos para produção de energia é o motivo dos aumentos de custos com a transmissão de energia. A explosão tarifária vem acompanhada de riscos de racionamento, com muitas indústrias inviabilizando sua atividade produtiva e com muitos agentes do setor elétrico ganhando muito dinheiro. Palavras-chave: crise no setor elétrico; mercado imperfeito; função social da energia; sazonalização. ABSTRACT We cannot in any way attribute the crisis the electrical sector is going through only to the lack of rain; or solely impute the rising electricity tariffs to the need for granting permits for building thermoelectric power plants. The electrical sector is currently in a topsy-turvy state; in which its players, namely state-owned energy generation companies have stopped selling their energy, and are speculating and liquidating in the shortterm market. The reason for implementing costly thermoelectric plants when an option could have been made for low-cost thermoelectric plants is the reason why costs of energy transmission have risen. Tariff skyrocketing has been followed by a risk of rationing; and many industries are making their productive activity impossible, and many electrical power players are making a lot of money. Keywords: crisis in the electricity sector; imperfect market; social role of energy; seasonal variation. 92 REVISTA USP São Paulo n. n p. p março/abril/maio janeiro/fevereiro/março

357 Ter a real dimensão da crise do setor elétrico é, de início, refutar a justificativa de que estamos atravessando um período de estiagem e que a responsabilidade pelo aumento das tarifas de energia elétrica se deve unicamente à necessidade de se despachar termelétricas que utilizam combustíveis fósseis. O modelo setorial implantado a partir da publicação da Medida Provisória n o 144, de 11 de dezembro de 2003, convertida na Lei n o , de 15 de março de 2004, pode ter tido seus méritos na expansão da oferta e na viabilização de algumas hidrelétricas de grande porte, entretanto, tem se mostrado extremamente vulnerável em momentos de crise. É como se fosse um castelo de areia, que não resiste às ondas quando a maré sobe. A energia elétrica como elemento essencial para a vida e para a dignidade humana e como fator de geração de emprego e renda vem gradativamente se transformando numa oportunidade de ganhos de tamanha envergadura que somente encontra paralelo na atividade ilícita, que envolve muitos riscos. Portanto, nada parecido com o setor elétrico, em que tudo era feito às claras e devidamente legalizado. A panaceia que se criou de audiências públicas para se referendar as normas regulatórias serviu para dar legitimidade a ganhos cada vez maiores, em torno dos quais representantes de agentes do setor orbitam e se articulam junto à agência reguladora e ao Ministério de Minas e Energia. Trata-se de luta extremamente desigual, uma vez que a sociedade civil não se faz representada nas decisões. POR QUE AS TERMELÉTRICAS SÃO TÃO CARAS Existe uma imprecisão no que se refere a termelétricas, associando-as à produção de energia elétrica de alto custo. Se existem termelétricas que produzem energia elétrica com custo variável unitário (CVU) de pouco mais de R$ 100,00 por megawatt/hora e outras de R$ 1.100,00 por megawatt/hora, a generalização não se faz adequada. Uma melhor abordagem para aprofundamento da questão é saber se as termelétricas que foram implantadas a partir de 2004, mediante leilões de venda e compra de energia, foram as opções mais baratas que se poderia contratar entre os proponentes que competiram em processo licitatório. A seleção entre os empreendimentos que ofertaram sua energia e competiram no leilão deixou de utilizar como critério de julgamento aqueles com menor custo geral para produção de energia elétrica, aplicando uma forma teórica que CARLOS AUGUSTO RAMOS KIRCHNER é diretor do Sindicato dos Engenheiros no Estado de São Paulo (Seesp) e consultor em energia. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

358 Dossiê Energia elétrica privilegiava justamente aqueles que tinham maior CVU, com menor custo fixo. Inicialmente, deve-se lembrar que a contratação de venda e compra de energia de termelétricas se dá por disponibilidade, ao contrário da energia de hidrelétricas, por quantidade. Por disponibilidade, o gerador recebe uma receita fixa e mais pela quantidade de energia efetivamente produzida, multiplicada pelo valor de seu CVU. A fórmula paramétrica que indica a proposta que teoricamente seria a mais vantajosa, como critério de julgamento, apura o que foi chamado de índice de custo benefício (ICB), que é definido como a razão entre seu custo total e seu benefício energético, expresso em R$/MWh e assim tornado comparável com o valor da energia proveniente de hidrelétricas. O ICB é uma estimativa de quanto custará a energia a ser fornecida por um empreendimento (somada à que será gerada em seu lugar quando a termelétrica estiver parada) para seus compradores (agentes de distribuição) durante a vigência do contrato de disponibilidade de compra e venda de energia. Como a previsão de despacho de uma termelétrica é inversamente proporcional ao valor de seu CVU, quanto mais alto for esse, em tese, mais tempo a usina ficará parada, com a energia sendo suprida, em seu lugar, por hidrelétricas com base no preço de liquidação das diferenças (PLD) no caso, naqueles meses inferiores ao CVU. Como exemplo, em termelétricas cuja estimativa, durante o processo licitatório, foi de despacho durante 5% do tempo, agora forçadas a operar em quase 100% do tempo, o ICB do leilão pode ter sido R$ 130,00/MWh. Se hoje fosse apurado o ICB real, poderia ser superior a R$ 700,00/MWh. O gerador termelétrico não tem qualquer compromisso com o ICB avaliado no leilão. Essa é a forma mantida até os dias atuais de se fazer leilão, com critério de julgamento à competição pelo ICB, sendo que ao longo do tempo impuseram-se limites para valores de CVU. Isso atenuou, mas não resolveu tal distorção, pois deveria se comparar termelétricas produzindo energia continuamente, e não gerando com usinas na maior parte do tempo hipoteticamente paradas. AUMENTO DOS CUSTOS DE TRANSMISSÃO Em lugar de se promoverem leilões regionais para disponibilizar geração próxima da carga e reduzir os custos de transmissão e por tipo de fonte, os leilões realizados desde 2004 colocam em competição, comparando pelo citado critério do ICB, todas as fontes de produção de energia elétrica, localizadas em qualquer lugar do país. Não se leva em conta se o empreendimento é mais ou menos poluente ou qualquer política de desenvolvimento regional, mas as alternativas que os empreendedores na iniciativa privada apresentam. Esses são privilegiados, em detrimento de opções de maior interesse da sociedade, sobretudo nos estados da Federação em que se garante ao empreendedor agilidade para concessão da licença ambiental e se oferecem os melhores incentivos fiscais. Uma das consequências, que oneram as tarifas, é por exemplo a atual necessidade de construir mais de km de linhas de transmissão, com gastos de mais de R$ 6 bilhões, para a energia proveniente de ventos de geradoras eólicas do Nordeste para se levar ao mercado consumidor do Sudeste. Nesse contexto, empreendimentos de geração a biomassa situados no interior do estado de São Paulo não são viabilizados, o que demonstra o reiterado equívoco de não se adotarem leilões regionais. Ainda como exemplos, nada se faz para incentivar a geração a carvão no Sul do país, com aproveitamento das reservas existentes, e implantar termelétrica a gás natural no estado de São Paulo visando ao aproveitamento do pré-sal da Bacia de Santos. Enquanto se insiste numa modelagem de leilão de energia nova com inúmeros inconvenientes, como aqui destacado, deixa-se de adotar outra forma muito mais aderente a uma estratégia de desenvolvimento e com maior alcance a médio e longo prazos. Ao escolher entre o que queremos com visão de longo prazo e aonde queremos chegar, deixa-se a decisão ao sabor do mercado, o que está levando a tarifas cada vez mais altas. 94 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

359 AÇÃO GOVERNAMENTAL DESASTROSA MP 579 A Medida Provisória n o 579, de 11 de setembro de 2012, convertida na Lei n o , de 11 de janeiro de 2013, mostrou-se uma ação governamental das mais desastrosas e inimagináveis no setor elétrico brasileiro. O objetivo dessa medida provisória era antecipar os efeitos benéficos da renovação das concessões de geração que, em sua maior parte, venceriam em 7 de julho de O final das concessões seria antecipado para 31 de dezembro de 2012, com prorrogação por mais 30 anos a partir de 1 o de janeiro de Haveria nova forma de remuneração, com cotas entre distribuidoras e a indenização dos investimentos ainda não amortizados. A redução de 20% das tarifas de energia elétrica foi possível a partir de 23 de janeiro de Entretanto, ainda que as tarifas para os consumidores finais (cativos) tenham se reduzido, os custos de aquisição de energia para as distribuidoras, no geral, aumentaram. A artificial redução tarifária foi sustentada por subsídios do Tesouro e por financiamentos bancários, tomados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em lugar das distribuidoras. Essa situação perdurou até o final de 2014, quando a conta acumulada de empréstimos e juros chegou a mais de R$ 30 bilhões. Os financiamentos inicialmente tomados para serem pagos em dois anos tiveram o prazo alongado para cinco anos e serão gradativamente repassados às tarifas dos consumidores cativos. A partir de 1 o de janeiro de 2015, as bandeiras tarifárias começaram a ser cobradas e já foram aumentadas em 1 o de março. O reajuste extraordinário se deu a partir do dia 2 do mesmo mês, cessando a necessidade de novos aportes através de financiamentos bancários. O sacrifício de empresas federais do grupo Eletrobras, que aceitaram a antecipação da finalização das concessões vigentes e tiveram uma redução de receita drástica, quase inviabilizando suas atividades, se mostrou inútil: os gastos das distribuidoras com a exposição no mercado de curto prazo foram significativamente mais onerosos. A falha da concepção do modelo de prorrogação de concessões e de redução das tarifas pode ter sido não imaginar que algumas geradoras estatais estaduais (Cesp, Cemig, Copel e Celesc) não aceitariam a redução de seus prazos de concessão. O equívoco das decisões governamentais foi não ter recuado quando essas empresas se posicionaram em não aceitar as condições propostas, em 1 o de dezembro de Ainda mais grave foi sua omissão e conivência com a situação de as referidas empresas não venderem sua energia nem para o mercado cativo nem para o livre, o que equivaleu a uma sentença de morte ao modelo setorial vigente. MERCADO LIVRE DE ENERGIA UM MERCADO IMPERFEITO Pode se considerar como mercado imperfeito todo aquele em que um dos players (ou conjunto de players) consegue, de alguma forma, manipular os preços a seu favor, maximizando assim seus lucros em detrimento da livre concorrência. Numa época de estiagem, em que os valores do PLD atingiram seu valor teto, a forma de as empresas geradoras obterem altíssimos lucros é muito simples e tentadora: simplesmente não ofertar a energia nem formalizar qualquer contrato de venda. A energia que sobra é automaticamente classificada como uma diferença a seu favor e liquidada com base no PLD. Assim, afirmar que alguém vendeu energia no mercado de curto prazo contém certa imprecisão, pois não chegou a ser formalizado qualquer compromisso de venda. Entretanto, de outro lado, existe o fato de que alguém sem contrato consumiu tal energia. Evidentemente, trata-se de conduta anticompetitiva e ilegal, pois o que o modelo concebeu como uma eventual diferença transformou-se, por iniciativa do agente gerador, em sobra deliberada de energia. Ou seja, o lucro é muito maior quando não se oferece a energia para venda. Portanto, a não oferta para venda no mercado livre e a não participação em leilões oficiais para o mercado cativo das distribuidoras implicam que alguém também deixou de firmar contrato de compra de energia e o que é provável que este não encontrou fornecedores de energia com o produto à venda. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

360 Dossiê Energia elétrica O modelo de formação de preços vem recebendo muitas críticas devido à volatilidade dos valores, uma vez que não permite previsão confiável das condições futuras. Essa volatilidade pode ser explicada pelo fato de o Newave programa que efetua o cálculo dos preços almejar o mínimo custo total de operação, em um contexto de planejamento de um sistema predominantemente hidrelétrico, representando cerca de 81% da capacidade instalada do Sistema Interligado Nacional (SIN). Desse modo, o PLD fica sujeito à sazonalidade climática, ou seja, dependente do período das chuvas. Em outras palavras, o Newave é um sistema que visualiza primordialmente o planejamento do SIN, e não a formação de preços para a comercialização de energia elétrica. Os defensores desse modelo de formação de preços vinham alegando que tal situação era amenizada pelo fato de que quase 100% da demanda e da oferta estariam contratadas, resultando em uma exposição mínima. O que não foi previsto por eles é que alguns agentes de geração, aproveitando-se de falhas do modelo de mercado, tiveram a capacidade de provocar a exposição forçada de distribuidoras e consumidores livres, com a conduta antiética de não vender seu produto e assim aumentar injustificadamente os seus lucros. No mercado livre de energia elétrica, ao contrário do que a denominação sugere, não prevalecem as regras de livre mercado. Assim, mesmo quando a oferta e a demanda se equivalem, o que é o caso, ou seja, inexiste falta de produto, pode haver um desbalanceamento forçado em favor dos produtores. Agindo de modo articulado, esses podem artificialmente fazer sumir seus produtos do mercado, ao mesmo tempo em que recebem valores abusivos por eles. AFRONTA À FUNÇÃO SOCIAL DA ENERGIA ELÉTRICA Toda atividade produtiva está sujeita aos ditames da Constituição Federal, devendo observar a função social da propriedade, a valorização do trabalho humano, a defesa da livre iniciativa e a busca pelo pleno emprego, fundamentos constitucionais da ordem econômica brasileira (art. 170 da CF/88). Tratando-se do fornecimento de energia elétrica, serviço público essencial, de caráter estratégico para a nação, a observância de tais postulados torna-se ainda mais importante. Dada sua essencialidade ao atendimento das necessidades básicas da sociedade, os potenciais de energia hidráulica foram erigidos pela Constituição como bens da União (art. 20, VIII da CF/88), competindo a ela a exploração direta ou mediante concessão dos serviços de energia elétrica (art. 21, XII, b da CF/88). É assim que a propriedade sobre a energia elétrica gerada pela concessionária deve atender a sua função social, relacionada à destinação produtiva daquele bem, em prol não só dos interesses particulares dos concessionários, como também dos interesses da coletividade. Ao erigir a função social da propriedade como princípio da ordem econômica (art. 170, III), a Constituição prescreve que toda e qualquer atividade econômica deve compatibilizar-se com os anseios sociais e com os interesses coletivos. Tal comando é ainda mais determinante quando se trata de exploração de um bem público, de interesse nacional, como é a energia elétrica, pelo que as concessionárias geradoras, mais do que qualquer outro agente econômico, devem atuar numa dimensão que realize interesses sociais, valorize o trabalho humano e concretize a busca pelo pleno emprego, sempre respeitando a livre iniciativa. Nessa linha de ideias, os agentes geradores de energia elétrica, notadamente, repita-se, por se valerem de um bem público para a consecução de suas atividades (rios, potenciais de energia hidráulica), não podem se desviar, na prestação de seus serviços, dos fundamentos constitucionais que devem balizar as atividades econômicas, como vem ocorrendo. Com efeito, ao se recusarem a celebrar contratos de longo prazo com os agentes que integram o mercado livre, e ao se negarem a ofertar energia em leilões para compra por distribuidoras que integram o mercado cativo, as geradoras de energia elétrica acabam por cercear a livre iniciativa e afrontar os princípios da valorização do trabalho humano, da função social da propriedade e da busca pelo pleno emprego. A par disso, na medida em que se recusam a fornecer energia elétrica nos mercados livre e 96 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

361 cativo, canalizando toda a sobra de que dispõem para o mercado de curto prazo, as geradoras, tais como Cemig, Cesp, Copel e Celesc, estão violando a ordem econômica, aumentando arbitrariamente seus lucros e cerceando a liberdade de iniciativa de indústrias nacionais. A liberdade de iniciativa, fundamento constitucional que deve nortear toda atividade econômica (art. 170, caput), é definida pela doutrina como o direito conferido a todas as pessoas naturais e jurídicas de se lançarem no mercado de produção de bens e serviços. A livre iniciativa não é senão a projeção da liberdade individual no plano da produção, circulação e distribuição das riquezas. Na medida em que as citadas geradoras se recusam a firmar contratos bilaterais de fornecimento de energia elétrica no âmbito dos mercados cativo e livre, acabam por impor pesado ônus às distribuidoras e seus consumidores cativos, além de cercear a liberdade de iniciativa do segmento industrial atendido pelo mercado livre. Desprovido de energia elétrica, principal insumo de sua cadeia produtiva, sua atividade resta inviabilizada. Assim, as geradoras vêm aumentando arbitrária e abusivamente seus lucros por meio de atividade especulativa, em prejuízo da destinação produtiva da energia elétrica, em manifesta afronta ao art. 173, 4 o, da CF/88, e ao art. 36, III da Lei /11. O aumento de preços pode ser ocasionado pelos mais diversos fatores (retração de oferta, aumento da demanda, estrutura de custos diferenciada entre os prestadores de serviço, etc.), contudo, no presente caso, o aumento do preço da energia elétrica se deve fundamentalmente ao comportamento especulativo das geradoras, que, manipulando as regras do livre mercado, canalizam toda a energia proveniente de contratos que venceram para o mercado de curto prazo, recusando-se a celebrar novos contratos de longo prazo ou a oferecer à venda essas somas de energia em leilões, tudo com vistas a liquidar tais montantes ao exorbitante valor do PLD. Tudo isso leva a um completo desvirtuamento do sistema, no qual: 1) quem tem energia para vender, no caso as geradoras, não oferece energia para venda; e 2) quem tem energia contratada, no caso as empresas consumidoras, prefere interromper sua atividade produtiva para comercializar sua energia elétrica no mercado de curto prazo. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

362 Dossiê Energia elétrica Em outras palavras, a liquidação da energia pela geradora, que se recusa a oferecer ao mercado, ao PLD máximo, induz à desindustrialização do país, ao fechamento de fábricas, à perda de empregos, afeta a renda, compromete a arrecadação de impostos e o desenvolvimento tecnológico, bem como a modicidade tarifária e o acesso amplo ao serviço essencial de energia elétrica. INFRAÇÃO CONTRA A ORDEM ECONÔMICA O PLD máximo no ano de 2014 foi de R$ 822,83 por megawatt/hora e neste ano de 2015 foi estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em R$ 388,48 por megawatt/hora. Mesmo com a significativa redução, tem se mostrado extremamente vantajoso para aqueles que optaram por não vender sua energia e passaram a receber pela liquidação a esse preço no mercado de curto prazo. Trata-se de atentado contra o atual modelo setorial, pois esse tipo de comportamento demonstra o quão equivocada foi a desverticalização das empresas de energia elétrica, de forma a não mais ficarem aglutinadas as atividades de geração/transmissão com as de distribuição. A título ilustrativo, nos primeiros quatro meses de 2014, a liquidação do mercado de curto prazo da CCEE apontava: Cemig G/T a receber R$ ,10; Cemig D a pagar R$ ,78; Copel G/T a receber R$ ,48; Copel D a pagar R$ ,23. Os valores a receber e os a pagar na liquidação do mercado de curto prazo na CCEE não se compensam, ficando a receita auferida das geradoras para ser repartida entre seus acionistas e o prejuízo das distribuidoras para ser repassado integralmente a seus consumidores. No mercado de energia elétrica atualmente existe equilíbrio entre a oferta, representada pela quantidade de MWmédios de garantia física (certificados de energia firme emitidos pelo Ministério de Minas e Energia), e a procura. Ou seja, a demanda representada pela quantidade de MWmédios de lastro que as distribuidoras e conjunto de consumidores livres necessitam adquirir pode ser atendida pela energia firme certificada pelos órgãos competentes. Esse equilíbrio, entretanto, mostra-se vulnerável em virtude das condutas anticompetitivas aqui relatadas. Quando um agente de geração, detentor de significativa quantidade de MWmédios, resolve não vender a energia, com vistas exclusivamente ao interesse privado dos acionistas, configura-se abuso do poder econômico e desvirtuamento da função social do acervo de bens públicos e reversíveis que estão sob sua posse e deveriam servir prioritariamente ao interesse público. Considerando que essa prática tem sido reiterada e adotada por diversos agentes de geração, tem-se como resultado o desaparecimento do produto do mercado, como vem ocorrendo. Destarte, além dos leilões governamentais destinados ao mercado cativo nos quais não aparecem os ofertantes para a venda, há os casos dos consumidores livres que estão com a vigência de seus contratos expirando e ficam desolados por não encontrarem mais energia disponível para a compra. Se ficam expostos, ou seja, sem contratos, para continuarem a consumir energia, terá de ser com base no PLD e com penalidades por falta de lastro que podem chegar a outro valor de PLD. Como se não bastasse o preço extorsivo do PLD, ficam sujeitos a pagar duas vezes esse valor. Assim, essa prática acaba por atingir tanto os consumidores cativos das distribuidoras de energia elétrica quanto os consumidores livres. Resta demonstrado que a conduta de recusa de contratar adotada pelas geradoras de energia é plena expressão de abuso de poder econômico, destinado a manipular o mercado de energia com o intuito de auferir lucros extraordinários. A Lei n o /2011, fundação do atual sistema brasileiro de defesa da concorrência, prevê expressamente a ilicitude das condutas descritas: Art. 36. Constituem infração da ordem econômica, independentemente de culpa, os atos sob qualquer forma manifestados, que tenham por objeto ou possam produzir os seguintes efeitos, ainda que não sejam alcançados: 98 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

363 I limitar, falsear ou de qualquer forma prejudicar a livre concorrência ou a livre iniciativa; [...] III aumentar arbitrariamente os lucros; e IV exercer de forma abusiva posição dominante. Destacamos ainda, desse artigo, o 3 o : As seguintes condutas, além de outras, na medida em que configurem hipótese prevista no caput deste artigo e seus incisos, caracterizam infração da ordem econômica: [...] XI recusar a venda de bens ou a prestação de serviços, dentro das condições de pagamento normais aos usos e costumes comerciais; XII dificultar ou romper a continuidade ou desenvolvimento de relações comerciais de prazo indeterminado em razão de recusa da outra parte em submeter-se a cláusulas e condições comerciais injustificáveis ou anticoncorrenciais; [...]. MANIPULAÇÃO DA SAZONALIZAÇÃO A sazonalização, que deveria se constituir numa distribuição mensal de garantias físicas no sentido de possibilitar o atendimento dos contratos de comercialização de energia, associada ao mecanismo de realocação de energia (MRE), transformou-se numa oportunidade de manipulação de dados, em que os mais informados podem lucrar, forçando uma sobra fictícia de energia quando o PLD estiver elevado. Como nada se cria, um agente acaba tomando dinheiro de outro. O único significado admissível, no campo técnico ou econômico, é o de adequar o montante de garantia física para o atendimento de seus contratos de comercialização (venda de energia). A distribuição do montante médio anual de garantia física entre os meses do ano é denominada de sazonalização da garantia física, e é permitida aos agentes de geração (hidrelétricos, termelétricos e outros). Essa declaração de sazonalização é realizada uma vez por ano (em dezembro), sendo válida para o ano seguinte. Num sistema com usinas hidrelétricas em cascata e complementariedade termelétrica, como o brasileiro, a decisão de maior ou menor geração em uma usina afeta as decisões nas demais usinas da cascata (a jusante e no mesmo rio). As decisões em um período de tempo interferem na decisão do instante seguinte. Em sistemas assim, a decisão ótima individual de um agente não necessariamente corresponde à melhor decisão global, que deve ser buscada de forma a reduzir o custo final de operação do sistema. O Brasil adota um Sistema Interligado Nacional (SIN), sendo que cabe centralizadamente ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ons) a tarefa de gerenciar o despacho, de forma a minimizar o custo total de operação. Assim, a produção de energia elétrica de uma usina é definida diretamente pelo ons, que considera as disponibilidades de cada usina, a quantidade de água para as hidrelétricas, as restrições operacionais e a expectativa de custo de atendimento futuro, entre outras variáveis. De forma que os riscos hidrológicos dos agentes hidrelétricos fossem compartilhados, uma vez que não lhes cabe individualmente a decisão de quanto e quando gerar, independentemente de seus compromissos contratuais, foi criado, por meio da Lei n o 9.648, de 27 de maio de 1998, art. 14, 1 o, alínea b, o MRE dispositivo que foi revogado, passando a ser estabelecido pela Lei n o , de 15 de março de 2004, art. 1 o, inciso VIII do caput. A regulamentação original, estabelecida pelo Decreto n o 2.655, de 2 de julho de 1998, artigos 20 a 24, com algumas alterações, foi mantida, contendo regras para alocação entre seus membros (repartição) da energia física efetivamente gerada, que deveriam levar em conta as perdas de transmissão e se basear nos seguintes parâmetros: 1) energia assegurada da usina; 2) capacidade instalada da usina; 3) geração efetiva de cada usina. Seguindo-se rigorosamente o que consta em lei e decreto, o rateio do MRE seria feito tomando por base apenas a garantia física (anual). A normativa da Aneel previu a possibilidade de o rateio ser feito pela garantia física sazonalizada, o que propicia a manipulação no seu cálculo. Pelo MRE, é assegurado a cada agente proprietário de usina hidrelétrica o recebimento, a cada período de comercialização, independen- REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

364 Dossiê Energia elétrica temente de sua própria geração, de fatia proporcional a sua garantia física em relação à soma da energia gerada de todas as usinas participantes do mecanismo. Assim, se os geradores hidrelétricos participantes do MRE, como um todo, não produzirem energia suficiente para cobrir toda a garantia física das usinas integrantes do mecanismo, esses terão um valor de energia alocada menor que suas garantias físicas, ao passo que, se produzirem um valor maior, todos terão cobertos seus montantes de garantia física, e a sobra, chamada de energia secundária, poderá ser liquidada ao valor do PLD no mercado de curto prazo. Essas trocas de energia entre usinas com excedente de geração em relação à garantia física e com déficit são feitas inicialmente entre usinas localizadas em um mesmo submercado. Finalizada essa etapa, as trocas de energia ocorrem entre os diferentes submercados de modo que haja equilíbrio na alocação de energia entre eles. Quando um agente de geração que disponha de 100 MWmédios de garantia física estipular em determinado mês 130 MWmédios, interferirá no rateio da energia de fato produzida naquele mês de todos os demais agentes proprietários de usinas participantes do MRE. Esse tipo de ação (manipulação) pode parecer e lembrar um jogo de pôquer, pois o agente pode blefar, já imaginando o que os outros jogadores (agentes) farão. Desde 2000, vigorava o artigo 5 o, inciso VII, da Resolução Aneel n o 290/2000, que explicitava que a sazonalização deveria ser feita observando os montantes mensais dos contratos de venda de energia. Na prática, com o tempo, os agentes de geração foram descumprindo o comando regulatório, sendo tal dispositivo revogado pela Resolução Normativa n o 584, de 29 de outubro de É uma demonstração de que cada vez mais a Aneel vem sendo capturada por interesses de agentes de mercado interessados em ampliar seus lucros, em direção oposta à da modicidade tarifária. CONCLUSÕES Estamos diante de uma crise sem precedentes na história do setor elétrico brasileiro. Sob alguns pontos de vista, é uma crise que pode 100 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

365 ter consequências ainda mais graves do que o racionamento ocorrido em Com os reajustes que têm sido concedidos, somados os oriundos da bandeira vermelha, reajuste extraordinário e ordinário, o efeito final implica majoração de mais de 50% nas tarifas atualmente praticadas, que já haviam sido infladas no ano anterior. Isso vem a resultar em tarifas muito superiores às já praticadas no país em todos os tempos, ainda que equiparadas por atualização monetária. O efeito imediato da explosão tarifária ainda não é maior por terem sido feitos empréstimos bancários para custear o pagamento de liquidação de diferenças na CCEE, o que empurrará novos acréscimos aos reajustes tarifários, em níveis acima da inflação, nos próximos cinco anos. O problema não se resume somente a tarifas altas, mas também a sérios riscos de desabastecimento e racionamento. Muitas indústrias, simplesmente acreditando no modelo do setor elétrico que permitia aos consumidores livres adquirirem sua própria energia no mercado livre, à medida que se encerram seus contratos, não encontram mais quem queira vender-lhes energia elétrica. Ficam na condição de expostas, tendo que liquidar a energia consumida aos valores de PLD e sofrendo sanções em função da não contratação da energia requerida. Enquanto a sociedade brasileira perde como nunca com a crise, isso não acontece com significativa parte do setor elétrico, caso das geradoras que ocultam sua energia para venda e são premiadas na liquidação mensal da CCEE, bem como das indústrias que param sua produção e liquidam no mercado spot, demitindo seus funcionários e deixando de comprar produtos de seus fornecedores e das distribuidoras que, através de empresas do mesmo grupo econômico, dispõem da expertise para tirar o máximo proveito da situação de crise. O evidente paradoxo é que nunca se especulou tanto e alguns agentes ganharam tanto, com distribuição de lucros de determinadas empresas até três vezes por ano. O setor elétrico, cuja gestão é compartilhada entre órgãos tais como o mme, a Aneel, a Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), a CCEE e o ONS, vem se depauperando sem que se assista a uma intervenção em sentido contrário. Exemplificando: inoperância da Aneel frente à infração à ordem econômica dos agentes de geração que não vendem sua energia, optando pela liquidação no mercado de curto prazo e auferindo lucros de abusividade incontestável; implantação de novas unidades geradoras sem direcionar para as regiões fortemente importadoras de energia, como o estado de São Paulo, resultando em custos adicionais não captados na avaliação dos leilões de venda de energia de novos empreendimentos relativos à transmissão; construção de novas hidrelétricas sem reservatórios para acúmulo de água, o que implica implantação de termelétricas. Na avaliação ambiental, não se capta esse ganho de evitar termelétricas, e é comum aos empreendedores obter licenças ambientais de forma muito mais ágil para termelétricas do que para hidrelétricas; falta de ações para motorização de usinas hidrelétricas antigas, com previsão e já preparadas para a instalação de novas unidades geradoras em que o modelo setorial não remunera devidamente por falhas em sua concepção. A falta de ações nesse sentido, e mesmo com o constante agravamento do problema do horário de ponta, vem se arrastando há mais de cinco anos. A conclusão de que o atual modelo do setor elétrico já se exauriu e necessita de significativos ajustes é evidente. Mas há outra séria dúvida sobre a forma de diagnosticar e enfrentar a crise: os atuais gestores, que se encontram entre as entidades governamentais citadas e os próprios agentes do setor elétrico, tais como geradoras, transmissoras, distribuidoras e comercializadoras, terão condições de formular propostas que, de fato, sejam de interesse da sociedade brasileira ou, por interesses conflitantes, não pretenderão mudar o statu quo? A solução para a crise do setor elétrico deverá vir de dentro ou de fora do setor elétrico? Deixar tudo como está, para os atores que mantêm o imobilismo de sempre, não levará a lugar algum. Certamente, não é uma pergunta fácil de responder. Entretanto, a sociedade brasileira deveria se mobilizar e discutir uma saída para a crise. Não querendo tirar o mérito do que deu certo no setor elétrico nos últimos anos, notadamente no que se refere à implantação de novos empre- REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

366 Dossiê Energia elétrica endimentos hidrelétricos de geração de energia, não é possível assistir ao agravamento da situação, com a explosão tarifária e a destruição de parte significativa das indústrias brasileiras, com sentença de morte sendo dada tanto no caso de não ter energia para contratar quanto no de voluntariamente deixar de produzir para vender energia e, ainda, pelos seus custos de produção as tornarem não competitivas. Ações estruturantes e imediatas para atendimento da ponta, implantação de empreendimentos de geração de energia elétrica em São Paulo, tais como usinas termelétricas a gás natural, já antevendo a possibilidade futura com o combustível sendo proveniente do pré-sal da Bacia de Santos e usinas a biomassa, são propostas óbvias que vêm sendo inexplicavelmente adiadas, mas certamente deverão fazer parte de um plano para reerguer o setor elétrico. A volta da confiança da indústria somente poderá ocorrer com um plano setorial que inclua leilões específicos para atendimento aos grandes consumidores, que poderão se consorciar e ser proprietários de sua energia, passando à condição de autoprodutores. Uma ação emergencial para atender os consumidores livres que se encontram sem contratos de compra de energia elétrica se faz necessária e poderá ser realizada com a autorização para seu retorno ao mercado cativo sem esperar o prazo de cinco anos e aproveitando o final de várias concessões de geração, em julho de 2015, com a transformação da correspondente energia em cotas, disponibilizadas ao mercado cativo. 102 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

367 Expansão da capacidade do atendimento de ponta no Sistema Interligado Brasileiro Dorel Soares Ramos Marciano Morozowski Filho Marcus Theodor Schilling José Antonio de Oliveira Rosa

368 Dossiê Energia Justiça brasileira elétrica RESUMO No atual modelo regulatório do setor elétrico brasileiro, a ausência de regulação específica para comercializar serviços de reserva de potência, em horizonte de longo prazo, acarreta a subvalorização dos ativos de geração, notadamente nos casos em que investimentos adicionais permitiriam ampliar a capacidade instalada de usinas hidrelétricas existentes, a baixo custo. A correta valoração desse tipo de investimento teria consequências importantes em médio prazo, pois permitiria reduzir os custos sociais de interrupção, tanto os preventivos, refletidos por despacho térmico, quanto os corretivos, incorridos na recuperação de perdas de produção e outras devidas a interrupções de longa duração. Palavras-chave: planejamento; desenvolvimento sustentável; política energética; marco regulatório; motorização adicional. ABSTRACT Within the current regulatory model of the Brazilian electricity sector, the lack of specific regulation for the market power reserve services in the long term leads to the underestimation of generation assets, especially in cases where additional investment would enable increasing the installed capacity of existing hydroelectric plants at low cost. A correct evaluation of such investment would have important consequences in the medium term, it would reduce the social energy shortage costs, both preventive, reflected by thermal dispatch, as well corrective, incurred in the recovery of production losses and others due to long-duration interruptions of energy supply. Keywords: planning; sustainable development; energy policy; regulatory market rules; power plants retrofit. 104 REVISTA USP São Paulo n. n p. p março/abril/maio janeiro/fevereiro/março

369 No atual modelo regulatório do setor elétrico brasileiro, a garantia física de energia de uma central hidrelétrica é definida no contrato de concessão, juntamente com a respectiva potência assegurada. Em conjunto, formam o lastro para comercializar energia, que por sua vez define as receitas potenciais de uma empresa geradora. Como essas receitas definem o valor dos ativos de geração, o valor das usinas existentes dependerá apenas da garantia física de energia enquanto não houver a valoração comercial da garantia física de potência. Essa dicotomia revela uma lacuna regulatória no tratamento da geração média e máxima das centrais geradoras. Embora fisicamente indissociáveis (não é possível atender à demanda de ponta sem gerar energia e vice-versa), são grandezas desvinculadas entre si, tanto no processo de planejamento quanto no de comercialização de energia elétrica. No processo de planejamento do sistema de geração, os critérios de expansão são expressos em termos de economicidade e de confiabilidade de atendimento aos requisitos de energia. O atendimento aos requisitos de potência é realizado de forma subsidiária, apenas como verificação da suficiência de potência no âmbito do Sistema Interligado Nacional (SIN). Essa verificação tem evoluído nos últimos anos, ainda com caráter determinístico, pois não considera aspectos probabilísticos da confiabilidade de geração, de forma específica ou combinada com falhas de transmissão (confiabilidade composta). No processo de comercialização, a garantia física de potência, embora exigida como lastro para comercializar energia, não constitui ainda um serviço com valor comercial importante, embora seja essencial para a confiabilidade de suprimento (como reserva de confiabilidade). Hoje, os agentes geradores e comercializadores devem estar lastreados em potência, o que tem originado transações praticamente ex-post para fechamento de diferenças não contratadas. A ausência de regulação específica para comercializar serviços de reserva de potência, em horizonte de longo prazo, acarreta a subvalorização dos ativos de geração, notadamente nos casos em que investimentos adicionais permitiriam ampliar a capacidade instalada de usinas hidrelétricas existentes, a baixo custo, em um momento em que são notórias as evidências de que o SIN carece de DOREL SOARES RAMOS é professor do Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da Poli-USP. MARCIANO MOROZOWSKI FILHO é membro da System Dynamics Society e também senior member do Institute of Electric and Electronic Engineers (IEEE). MARCUS THEODOR SCHILLING é professor do Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal Fluminense. JOSÉ ANTONIO DE OLIVEIRA ROSA é engenheiro especialista do Departamento de Planejamento da Companhia Energética de São Paulo (Cesp). REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

370 Dossiê Energia elétrica adição de capacidade instalada (Porto Primavera e Três Irmãos, da Cesp, por exemplo). A correta valoração dos serviços de geração teria consequências importantes em médio prazo, pois permitiria reduzir os custos sociais de interrupção, tanto os preventivos, refletidos nos encargos de serviço do sistema, quanto os corretivos, incorridos na recuperação de perdas de produção e outras devidas a interrupções de longa duração, refletidas nos custos sociais de interrupção. A assimetria de tratamento regulatório na comercialização de energia (MWh) e de potência (MW) decorre, em grande parte, da origem e natureza do sistema gerador brasileiro, de base hidrelétrica. Nesse sistema, a grandeza determinante dos custos de expansão (investimento) tem sido historicamente a demanda de energia. A entrega de potência, nos limites definidos pela legislação, é vista como consequência natural da comercialização de energia, sem o devido reconhecimento, na legislação setorial, do crescente papel da correta alocação espacial da capacidade instalada sobre a confiabilidade de suprimento. O tratamento probabilístico dos aspectos de confiabilidade na gestão do sistema gerador brasileiro foi introduzido nos anos Nesse período, foram desenvolvidos diversos métodos e modelos computacionais, grande parte dos quais baseados em técnicas de programação matemática. Essas metodologias, embora ainda adequadas às características do sistema elétrico brasileiro, foram implementadas em contexto regulatório distinto do atual modelo setorial, concebido e instituído no biênio Em avaliações da capacidade de suprimento do SIN para os períodos de demanda máxima, o Operador Nacional do Sistema Elétrico ons constatou problemas no suprimento de ponta nos subsistemas Sul e Sudeste desde Esses problemas, superados pelo aumento do despacho termelétrico, estão sendo particularmente intensificados desde 2014, como resultado da combinação de dois fatores: entrada de termelétricas licitadas no leilão de energia nova (LEN A-5) de 2008, que contribuirão proporcionalmente menos para a capacidade de atendimento da demanda de potência; ausência de incentivos à instalação de capacidade adicional nas hidrelétricas, devido à socialização dos resultados desses investimentos no âmbito do mecanismo de realocação de energia (MRE). Esses fatos indicam a importância de mecanismos de incentivo que creditem os benefícios de capacidade de ponta aos agentes que realizarem investimentos em capacidade instalada adicional. Dessa forma, a sistemática apresentada no artigo busca explicitar como possíveis aumentos na capacidade instalada de hidrelétricas repercutirão no desempenho futuro do SIN, bem como os aperfeiçoamentos regulatórios que estimulariam os agentes geradores a investir na expansão da capacidade instalada de plantas existentes, seja por comissionamento de novas unidades, seja por repotenciação de unidades já instaladas. CAPACIDADE HIDRELÉTRICA ADICIONAL: ÓTICA SISTÊMICA A ampliação de capacidade em hidrelétricas com provisão para instalação de unidades geradoras adicionais apresenta benefícios sob a ótica tanto do sistema como do mercado. Esses benefícios são evidenciados por dados de desempenho do sistema, em horizonte de médio (ons) e de longo (Empresa de Pesquisa Energética EPE) prazos. Esses dados, juntamente com os resultados da contabilização comercial (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE), corroboram a relevância e oportunidade de ampliar a capacidade instalada em hidrelétricas existentes. Horizonte de curto prazo Desde 2010, o ons vem encontrando dificuldades para atender à carga de ponta nas regiões Sul e Sudeste, as quais vêm sendo superadas por meio do aumento do despacho termelétrico, que, como já foi dito, tem se intensificado desde 2014, em face da entrada em operação de termelétricas vencedoras do leilão de energia nova de Por razões econômicas, termelétricas, quando despachadas, devem operar com alto fator de capacidade. Nessas condições, contribuem proporcionalmente menos que as hidrelétricas para o atendimento da demanda de ponta. 106 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

371 figura 1 RESERVA DE POTÊNCIA OPERATIVA REGIÃO SUDESTE (MW) 5/2/ :00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 Verificada Recomendada Fonte: ONS, PMO, março de 2010 O quadro de reserva de potência operativa (RPO) em 5/2/2010 (Figura 1) mostra o não atendimento, desde então, dos critérios de RPO. A Região Sul complementou os requisitos de ponta das regiões Sudeste e Centro-Oeste com aumento de geração térmica 2. Dentre as medidas adotadas pelo ons para contornar a insuficiência de RPO, destacam-se: exploração ao máximo da disponibilidade do complexo Jorge Lacerda na Região Sul (Figura 2) e de termelétricas na Região Sudeste; despacho de usinas com custo variável unitário (CVU) de até R$ 322/MWh; postergação de manutenções preventivas; transferência de reserva de potência entre subsistemas e importação de energia da Argentina. Ainda nesse horizonte, os balanços de garantia física, no SIN (Figura 3) e na Região Sul (Figura 4), mostram que a oferta, embora balanceada no SIN, não está distribuída de acordo com os requisitos das regiões, cujo atendimento depende fortemente das interligações regionais. Embora esse desequilíbrio, por si só, não signifique aumento do risco de racionamento, essa distribuição de oferta levará certamente a intensos fluxos de potência 2 Para contornar esse tipo de problema e superar a baixa disponibilidade de potência no horário de ponta de carga do SIN, o ONS vem se valendo do despacho de térmicas fora da ordem de mérito e da postergação de pedidos de manutenção. inter-regionais, que podem afetar a confiabilidade do sistema. De fato, há sobras significativas de contratos de energia no SIN, que evoluirão de MW médio em 2012 para quase MW médio em 2016 (valores de março de 2012). Essas sobras se concentram principalmente no Nordeste. No Sul, Sudeste e Centro-Oeste há déficits localizados a partir de Horizonte de médio prazo O ons tem mostrado que as condições de atendimento à demanda de ponta do SIN vêm se agravando, devido principalmente à expansão da oferta hidrelétrica por meio de usinas sem reservatório. Em decorrência, a sazonalidade hidrelétrica vem se acentuando, aumentando a necessidade de despacho térmico acima da inflexibilidade para atender à ponta de carga. Essa situação, que ocorre desde 2010, tende a se agravar com o aumento de participação de quase 500% da fonte eólica (e simultânea redução da hidrelétrica) na oferta de geração até 2015 (ver Tabela 1), extraída do Plano de Operação Energética (PEN) de O expressivo aumento da oferta eólica, além de reduzir a capacidade de regularização do sistema, apresenta outros desafios para a operação REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

372 Dossiê Energia elétrica figura 2 GERAÇÃO TERMELÉTRICA NA REGIÃO SUL /02/ /02/ /02/ /02/ /02/2010 J. LACERDA C J. LACERDA B J. LACERDA A Fonte: ONS, PMO, fevereiro de 2010 figura 3 OFERTA E DEMANDA DE ENERGIA: BALANÇO DO SIN Energia - MW Médio Garantia física Consumo Sobra REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

373 figura 4 OFERTA E DEMANDA DE ENERGIA: BALANÇOS REGIONAIS REGIÃO SUL Energia - MW Médio Garantia física Consumo Sobra (895) (691) (342) (542) (414) tabela 1 OFERTA 2010 A 2015 PARTICIPAÇÃO POR FONTE Fonte Crescimento Hidráulica ,3% % % Nuclear ,9% ,5% 0% GN/GNL ,6% ,9% % Carvão ,3% ,3% % Biomassa ,2% ,3% % Óleo ,9% ,3% % Eólica 826 0,8% ,8% % Total % % % Fonte: PEN, 2011 do SIN, pois parcela importante dessa oferta é proveniente de parques eólicos no Nordeste. A concentração de projetos eólicos traz consigo outra desvantagem: alto grau de dependência do regime de ventos regional. Parques eólicos costumam ser instalados em locais próximos, aproveitando as características topográficas favoráveis em cada região. Os parques eólicos assim localizados apresentam alto fator de capacidade e produção espacialmente correlacionada, ou seja, um período eólico favorável determina uma produção elevada em todos os parques. Da mesma forma, um período eólico crítico afeta toda a geração eólica regional 3. Tanto num caso como no outro, a solução 3 Esse tipo de falha é designado modo de falha comum na Teoria da Confiabilidade. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

374 Dossiê Energia elétrica técnica mais indicada é o reforço do sistema de transmissão, localmente ou entre regiões. Ocorre, porém, que a frequência e/ou severidade das situações de estresse são insuficientes para justificar economicamente os reforços em troncos de interligação. Como em geral a condição crítica de atendimento está restrita ao horário de ponta de carga, a motorização adicional de hidrelétricas existentes constitui uma alternativa interessante. Em síntese, as alternativas de solução consistem em: repotenciar hidrelétricas existentes com poços disponíveis; reforçar interconexões e redes locais estratégicas; regionalizar a oferta em leilão de eólicas. Caso contrário, corre-se o risco de haver, em algumas situações operativas, alguma região exportadora com sobra de energia que não pode ser exportada para as demais regiões e, na falta momentânea de ventos, tornar a operação do sistema insegura. Outra evidência dessa situação é a perda da capacidade de ponta por deplecionamento de usinas com reservatório, com consequências sobre o desempenho do SIN, quais sejam: perda gradual de regularização, com uso mais intenso dos reservatórios, ao final de cada estação seca, ocasionando perdas por deplecionamento da ordem de 4,5 GW; desligamento sistemático da segunda casa de força de Tucuruí, no fim de cada ano, com perda de aproximadamente 5,6 GW; controle de tensão do sistema de 440 kv no verão, que limita sistematicamente a plena disponibilidade de potência das usinas conectadas a essa malha, com perda de 1,4 GW; manutenções programadas (inadiáveis) e não programadas, totalizando cerca de 5 GW. A Tabela 2 apresenta a disponibilidade de potência no SIN em novembro de 2010, mostrando também a perda total de potência (~19 GW) no sistema. Nessas condições, o atendimento à ponta de carga do SIN (dentro dos critérios de RPO), no período (Figura 5) exigiria o aumento do despacho térmico. Como alternativa, a motorização de poços existentes (Tabela 3) permitiria adiar o problema para 2015 (Figura 6), mesmo levando-se em conta os prazos necessários para construção e ajustes na regulação. tabela 2 DISPONIBILIDADE DE POTÊNCIA NO SIN NOV./2010 (MW) SE/CO UHE Itaipu S NE N Total (MW) Potência instalada Perda por deplecionamento (*) Manutenção Restrição elétrica ANDE Disponibilidade final Perda total (MW) * Tucuruí II Fonte: ONS 110 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

375 figura 5 DESPACHO ACIMA DA INFLEXIBILIDADE PARA PONTA: SEM REFORÇO DE CAPACIDADE MW Carga + Reserva girante Geração térmica adicional acima da inflexibilidade Disponibilidade líquida + Intercâmbio jan/13 mar/13 mai/13 jul/13 set/13 nov/13 jan/14 mar/14 mai/14 jul/14 MESES set/14 nov/14 jan/15 mar/15 mai/15 jul/15 set/15 nov/15 Fonte: ONS tabela 3 POÇOS EXISTENTES Usina Subsistema Potência disponível (MW) Cachoeira Dourada SE/CO 105 Curuá-uma N 10 G. B. Munhoz S 838 Três Irmãos SE/CO 485 Itaparica NE Jaguara SE/CO 213 Porto Primavera SE/CO 440 Rosana SE/CO 89 São Simão SE/CO Salto Santiago S 710 Taquaruçu SE/CO 105 Três Marias SE/CO 123 Total com repotenciação (MW) Fonte: Abrage REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

376 Dossiê Energia elétrica figura 6 DESPACHO ACIMA DA INFLEXIBILIDADE PARA PONTA: MOTORIZAÇÃO DE USINAS EXISTENTES MW Carga + Reserva girante Geração térmica adicional acima da inflexibilidade Disponibilidade líquida + Intercâmbio jan/13 mar/13 mai/13 jul/13 set/13 nov/13 jan/14 mar/14 mai/14 jul/14 set/14 nov/14 jan/15 mar/15 mai/15 jul/15 set/15 nov/15 Fonte: ONS MESES Horizonte de longo prazo A EPE vem registrando, nos planos decenais de energia (PDE), a perda de regularização hidrelétrica, o que explica, em grande parte, o aumento do despacho térmico por razões elétricas. Registra- -se também a variabilidade de oferta de potência hidrelétrica entre os períodos seco e úmido, com esgotamento da oferta de potência para atender à ponta no Sul (a partir de 2014) e no Norte (2014 e 2015), de forma isolada 4. O PDE 2021 enfatiza a predominância hidrelétrica e a acentuada sazonalidade das usinas da Região Norte. Destaca também a disponibilidade termelétrica e a crescente participação de fontes eólicas no Nordeste, que também apresentam acentuada sazonalidade. Nos cenários hidrológicos analisados, os déficits 4 A visão mais otimista decorre da representação simplificada, nos estudos da EPE, de aspectos operacionais. Os estudos de médio prazo, realizados pelo ONS e pela EPE, com viés energético, também não sinalizam adequadamente o problema elétrico. só ocorrem após 2019, com probabilidade de 1%, aproximadamente. A maior profundidade de déficit corresponde a 1,6% da demanda do SIN. As sobras de potência em cada região apresentam valores negativos nas regiões Sudeste e Sul, eventos de baixa probabilidade que ocorrem no final do horizonte. No caso do Sul, esses valores evidenciam a característica importadora dessa região. As sobras significativamente baixas da Região Norte e elevadas da Nordeste se devem ao fato de a metodologia aplicada priorizar o atendimento por fontes de CVU nulo. As regiões Norte e Nordeste apresentam grande disponibilidade de geração hidrelétrica e termelétrica, respectivamente. Nos últimos anos do horizonte, a capacidade de fornecimento do Nordeste, considerando os limites de intercâmbio, pode restringir o atendimento à ponta do SIN. O PDE 2012 apresenta também os valores máximo, mínimo e esperado de geração térmica adicional para atendimento à ponta, estimados pela comparação da geração térmica obtida pela metodologia de balanço de ponta com o despacho 112 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

377 figura 7 GERAÇÃO TÉRMICA ADICIONAL PARA ATENDIMENTO À PONTA SIN (MW) Máximo Valor esperado Mínimo jan-12 jul-12 jan-13 jul-13 MW jan-14 jul-14 jan-15 jul-15 jan-16 jul-16 jan-17 jul-17 jan-18 jul-18 jan-19 jul-19 jan-20 jul-20 jan-21 jul-21 definido pelo modelo Newave. Essa geração térmica, observada já no primeiro ano de estudo, tende a crescer ao longo do horizonte (Figura 7). Ressalta-se a necessidade de avaliar alternativas que reduzam o custo adicional de operação para atendimento à demanda máxima, comparando o benefício operativo com os custos dessas alternativas 5. O custo evitado de geração térmica adicional é considerado como limite de investimento para viabilizar o suprimento da mesma capacidade por outra fonte enquanto o custo de operação for inferior ao custo da expansão com essa finalidade 6. ANÁLISE DA REPOTENCIAÇÃO: PERSPECTIVAS 5 A NT no EPE-DEE-RE 037/2012-r0 apresenta uma metodologia para a análise econômica do despacho térmico adicional. 6 Esse raciocínio, expresso no PDE 2021, requer uma revisão metodológica, pois a consideração separada de aspectos de energia e de ponta, na formulação e análise de alternativas de expansão, pode subestimar a solução ótima. Conforme citado anteriormente, a viabilidade de projetos de repotenciação depende basicamente da regulamentação das diretrizes emanadas da Audiência Pública AP 018/2012. Essa normatização poderá não só permitir o aproveitamento de poços disponíveis no SIN, em data provavelmente posterior a 2016, para resolver os problemas de RPO, mas também definir diretrizes para evitar a reincidência de problemas no atendimento à demanda de potência. Essas diretrizes são delineadas a seguir, tendo como pano de fundo a expansão da oferta de geração contratada nos leilões de energia nova, que alteram profundamente a estrutura do SIN, em termos de participação futura das várias fontes, de hidrelétricas sem capacidade de regularização e da crescente participação de fontes eólicas na oferta de energia. A capacidade instalada (MW) no SIN, indicada na Figura 8, atingiu quase 115 GW em 2012, dos quais cerca de 85 GW (74%) em hidrelétricas (incluindo a parcela brasileira de Itaipu), cerca de 19 GW (16%) em termelétricas convencionais e nucleares, além de 11 GW (10%) em pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), usinas a biomassa e eólicas. A capacidade instalada no SIN deve atingir quase 147 GW em 2017, em função da cronologia e dos empreendimentos contratados nos 22 leilões de energia nova (LEN), de reserva (LER) e de fontes alternativas (LFA), realizados no período de 2005 a 2012, inclusive. Ao todo já foram outorgados MW de capacidade instalada em 483 usinas, incluindo: 25 hidrelétricas, 35 pequenas REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

378 Dossiê Energia elétrica figura 8 CAPACIDADE INSTALADA NO SIN 31/12/2012 (MW) ,3% ,2% ,5% ,1% ,4% ,2% ,3% Total disponível: MW Hidráulica Biomassa Compras Itaipu Térmica Eólicas PCHs Itaipu 60 Hz (Brasil) centrais hidrelétricas (PCHs), 267 centrais eólicas, 82 termelétricas convencionais e 74 a biomassa. A expansão da geração no SIN, entre 2012 e 2017, coloca em destaque o crescimento das fontes eólicas (381%) e das nucleares (71%), estas em virtude da conclusão de Angra III. As hidrelétricas permanecem como a principal fonte no SIN, mas sua participação se reduz de 78% para 73% nos próximos cinco anos. Em sentido contrário, a fonte eólica aumenta 381%, de MW (1,5%) para MW (5,8%) 7. A fonte a biomassa tem aumento de 19%, passando de MW (4,3%) para MW (4,0%). As termelétricas passam de MW (16,3%) para MW (16,9%), mantendo sua participação. O programa contratado prevê 332 usinas novas entre maio de 2013 e dezembro de 2017, das quais 14 hidrelétricas, 21 termelétricas, 243 eólicas e 6 PCHs, além de 48 PCHs autorizadas pela Aneel. Essa evolução prevista do SIN embute mudanças significativas na estrutura da oferta, com reflexos importantes no comportamento e na forma de operação do sistema elétrico. As principais mudanças estruturais no período podem ser resumidas como segue. 7 Dados retirados de ONS, Plano da Operação Energética PEN Oferta hidrelétrica redução da participação hidrelétrica nos subsistemas Sudeste e Nordeste; expansão baseada no potencial hidrelétrico do subsistema Norte; predomínio de usinas com baixa capacidade de regularização. Oferta termelétrica aumento de participação, principalmente no subsistema Nordeste; predomínio de usinas a óleo combustível, de alto custo operacional. Oferta de fontes eólicas e a biomassa participação crescente da fonte eólica, nos subsistemas Nordeste e Sul; participação crescente da biomassa, no subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Características da nova oferta de geração O uso do potencial hidrelétrico da Região Norte vem sendo viabilizado com a construção de usinas a fio d água, com ênfase nas 114 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

379 bacias dos rios Madeira, Xingu e, no futuro, do Tapajós. No período úmido, dadas a ausência de reservatórios e a acentuada sazonalidade 8 do regime hidrológico dessa região, haverá geração em excesso nessas usinas. Esse excedente deverá ser transferido para os reservatórios das regiões Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste, com a simultânea redução das gerações locais e o previsível aumento de vertimentos turbináveis. Sem um correspondente aumento da capacidade de estoque, a ampliação da sazonalidade hidrológica reduz a capacidade de regularização do sistema, acentuando os ciclos anuais de deplecionamento e replecionamento no SIN. Com essa tendência, haverá níveis de estoque cada vez mais baixos ao fim de cada estação seca. Haverá também perda de potência, que exigirá o despacho de termelétricas flexíveis para atendimento da demanda máxima. Nessas condições, a repotenciação de hidrelétricas com disponibilidade técnica nos sistemas receptores dos excedentes da Região Norte (Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Sul) encontra condições adequadas para sua implantação, quais sejam: disponibilidade hídrica e despacho de geração termelétrica flexível, em geral de alto custo variável unitário (CVU), hoje sendo despachadas para atendimento à ponta de carga do sistema. Soma-se a esses fatores favoráveis à repotenciação a possibilidade de maior aproveitamento da energia vertida potencialmente turbinável (EVPT) 9, uma 8 Caracterizada pela amplitude da relação entre vazões médias de período seco e úmido. 9 Define-se vertimento potencialmente turbinável como o vertimento que possa ser aproveitado com a adição de novas unidades, que será constituído por parte do vertimento turbinável, com a potência instalada atual de uma planta geradora hidrelétrica, adicionado a parte dos vertimentos não turbináveis com a motorização existente. Observe-se que, usualmente, parte significativa da energia vertida turbinável (EVT) poderia ser produzida com a potência instalada existente, desde que as condições que forçaram o vertimento não se apresentassem, pelo que a energia vertida turbinável não caracteriza no seu todo potencial para aproveitamento com repotenciação ou motorização adicional. Não obstante, em algumas situações, a adição de novas unidades permite alterar a curva de carga da usina, através de modulação, deslocando parte da energia que seria vertida em horários com restrição para o horário de ponta, com aproveitamento ao menos parcial dos vertimentos ditos turbináveis. vez que o maior crescimento da carga de energia se dá no primeiro semestre de cada ano. Dessa forma, um maior aproveitamento da EVPT favoreceria também a substituição, em parte pelo menos, de fontes complementares flexíveis de alto CVU, que seriam acionadas para recuperar os reservatórios para a próxima estação seca. Uma vez viabilizada essa modalidade de operação, a repotenciação hidrelétrica passaria a ter papel relevante também na segurança energética, além de contribuir para a segurança elétrica por via do restabelecimento dos níveis adequados de RPO. Essa contribuição 10 é corroborada pela análise das condições de atendimento à demanda de potência, publicada pelo ons em junho de e que foi abordada anteriormente, não sendo aqui reapresentada em maior nível de detalhe por questão de espaço. Impacto das fontes eólicas A contratação da fonte eólica em leilões de reserva e de energia nova adicionará ao SIN um montante expressivo de fontes intermitentes, mediante a implantação de parques eólicos no Nordeste e no Sul. Ao mesmo tempo, a expansão hidrelétrica contratada adicionará ao SIN, notadamente no Norte, fontes com pouca ou nula capacidade de regularização e marcante sazonalidade hidrológica. Completa o quadro a adição de montantes expressivos de fontes a biomassa, principalmente no Sudeste e Centro-Oeste, com oferta sazonal e dependente da safra da cana-de-açúcar. Implicações operacionais A progressiva perda de capacidade de estocagem hidráulica e a crescente participação de fontes sazonais e intermitentes na oferta de energia tendem a aumentar as dificuldades operacionais inerentes ao sistema elétrico nacional. Esse é o caso do SIN, no qual a expansão contratada no período de 2013 a 2016 provoca uma 10 Destacada na NT no 026/2011-SRG/Aneel e objeto da análise retrospectiva neste relatório de pesquisa. 11 ONS RE /2013 Plano da Operação Energética 2013/2017 PEN 2013 V. 1 Condições de Atendimento. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

380 Dossiê Energia elétrica figura 9 EXPANSÃO DE FONTES CONVENCIONAIS E INTERMITENTES NO SIN ΔH F = 543 MW ΔI = 4797 MW ΔT O = 4799 MW Subsistema Norte Subsistema Nordeste Subsistema Sudeste/ Centro-Oeste ΔI = 1723 MW ΔT b = 2046 MW ΔH R = 99 MW Itaipu Subsistema Sul ΔI = 1225 MW ΔT b = 88 MW ΔH R = 485 MW Δ = incremento I = fontes intermitentes T b = termelétricas de base T O = termelétricas a óleo H R = hidrelétricas com reservatório H F = hidrelétricas a fio d'água mudança estrutural na oferta, com forte concentração espacial de fontes não despacháveis 12, com destaque para a Região Nordeste (Figura 9). Essa nova estrutura do sistema requer um uso não convencional de fontes tradicionais e interligações regionais, reduzindo os já escassos recursos disponíveis para atender de forma econômica à demanda máxima de potência, enfrentar contingências e compensar a intermitência das fontes eólicas. Entre os fatores mencionados, que tendem a aumentar a complexidade operacional do SIN, tanto a perda de regularização como a sazonalidade hidráulica já são tratadas nos modelos de planejamento do SIN, o que permite quantificar os seus efeitos. O mesmo não ocorre, no entanto, com o aspecto de intermitência de fontes eólicas e, futuramente, de fontes solares. Isso se explica, em parte, pela representação simplificada de aspectos de potência nos modelos em 12 Incluindo nesse elenco a parcela inflexível das fontes termelétricas de alta inflexibilidade. uso. Por esse motivo, discute-se a seguir a origem e a natureza da intermitência eólica, bem como de seus rebatimentos sobre a metodologia de planejamento do SIN. Intermitência de produção Parques eólicos geram eletricidade quando há vento, e essa geração depende da velocidade do vento, que não pode ser prevista com precisão nem mesmo em base diária. Isso porque a intensidade do vento flutua de minuto a minuto e pode variar de forma significativa em menos de uma hora. Essas variações afetam tanto o custo de operação quanto a qualidade de suprimento, pois o sistema deve manter o equilíbrio entre a demanda de potência e a potência total gerada pelas usinas que alimentam o sistema. Para manter o equilíbrio entre oferta e demanda, as fontes convencionais devem variar sua geração não só em resposta às variações de carga, mas também para compensar a flutuação da geração 116 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

381 eólica. Essa combinação obriga o sistema a se afastar do nível de despacho ótimo para cada nível de carga, o que tende a aumentar o custo de operação. No caso extremo, quando a geração intermitente, somada à parcela inflexível das fontes convencionais, excede a demanda, fato que ocorre em alguns países em que a participação das renováveis na matriz energética já atingiu níveis bastante elevados, o controle de frequência pode exigir o desligamento de geradores marginais, geralmente térmicas a gás ou a carvão, para manter a frequência do sistema. Dependendo da frequência e duração dessa condição, estabelece-se um ciclo de partidas e paradas em intervalos de tempo muito curtos, que aumentam o custo de operação, ameaçam a integridade física e podem reduzir a vida útil das unidades geradoras flexíveis. A cada instante, a variabilidade de geração, associada à baixa inércia das turbinas eólicas, causa perturbações localizadas de tensão e de frequência. A implantação de muitas fontes, em locais com regimes de vento distintos entre si, tende a multiplicar essas perturbações. A multiplicidade de perturbações pode sensibilizar os reguladores de tensão e de frequência, cuja atuação, se não for coordenada, pode propagar essas perturbações. A dificuldade dessa coordenação aumenta com a imprevisibilidade 13 do vento e diminui com a concentração de plantas eólicas numa mesma área geográfica. Por outro lado, a concentração de fontes eólicas, associada à imprevisibilidade do vento, pode levar a falhas de suprimento se não houver reserva de potência e suporte de reativos nos locais e montantes adequados. Para superar essas dificuldades e viabilizar a operação de sistemas com alta concentração de fontes eólicas, são necessárias unidades geradoras com alta capacidade de tomada de carga e reguladores de resposta rápida, notadamente nos subsistemas Nordeste e Sul. Essa é a situação ideal para instalar unidades hidrelétricas em poços disponíveis nesses subsistemas, uma solução estrutural não só para compensar a perda de grandes montantes de geração eólica, com mínimo impacto sobre a frequência e as tensões do sistema, mas também para neutralizar eventuais efeitos das eólicas sobre o comportamento dinâmico do SIN. O comportamento dinâmico de sistemas de potência diz respeito à resposta de um sistema de potência frente a perturbações que alteram o ponto de operação do sistema. Exemplos de tais distúrbios são as alterações de frequência que ocorrem quando há uma desconexão intempestiva de unidades geradoras ou quando uma carga é ligada ou desligada e há quedas de tensão devido a falhas, alterações na potência mecânica ou na tensão de excitação de unidades geradoras, entre outras causas. O sistema é considerado estável se atingir um novo estado de equilíbrio e todos os geradores e cargas que foram conectados ao sistema antes da perturbação ainda estiverem conectados. O sistema é considerado instável se, no novo estado de equilíbrio, há cargas ou geradores desconectados. A dinâmica de um sistema de energia é regulada principalmente pelos geradores. Assim, se a geração convencional, com geradores síncronos, é substituída, em larga escala, por turbinas eólicas, que usam geradores assíncronos de velocidade fixa ou de velocidade variável com eletrônica de potência, a dinâmica do sistema é afetada, assim como sua estabilidade 14. A maioria das turbinas eólicas é isolada da rede principal por conversores eletrônicos e a inércia dessas turbinas é praticamente desprezível. Assim, para que o desempenho dinâmico do sistema frente a grandes impactos não seja afetado, medidas preventivas e/ou corretivas devem ser adotadas para manter a integridade do sistema em tais situações. A degeneração do comportamento dinâmico depende também das interligações entre os subsistemas com geração intermitente e os demais subsistemas com fontes tradicionais. Deve-se observar, ainda, que muitas plantas eólicas são equipadas com dispositivos de controle 13 Nos leilões de fontes eólicas, a distribuição conjunta de velocidade e direção do vento é estimada, em cada sítio, com base em observações passadas, sem considerar as variações momentâneas, relevantes para a operação em tempo real. 14 Geradores assíncronos duplamente excitados e conversores estáticos bidirecionais interligados ao rotor (DFIG) podem aumentar a margem de estabilidade transitória, em relação aos geradores eólicos assíncronos de velocidade fixa. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

382 Dossiê Energia elétrica que podem desligar os geradores quando há oscilações de tensão, o que pode agravar os problemas dinâmicos inerentes aos geradores de baixa constante de inércia. Assim, também sob o ponto de vista dinâmico, é recomendável adicionar ao sistema novas fontes síncronas, capazes de prover inércia, potência reativa e capacidade de regulação de tensão e de velocidade, em montantes que permitam compensar, parcial ou totalmente, as características técnicas e operacionais das fontes eólicas. Destaca-se, nesse contexto, a instalação de geradores síncronos em poços disponíveis em hidrelétricas existentes, principalmente nas regiões Nordeste e Sul, nas quais se prevê, no horizonte do PDE, a implantação de grandes montantes de fontes intermitentes. Da mesma forma, é importante que o planejamento da expansão leve em conta a disponibilidade desse recurso, que minimiza os impactos desfavoráveis de plantas eólicas na operação do sistema, evitando a perda de confiabilidade e de qualidade de suprimento do SIN. Outro ponto a ser observado, no planejamento da expansão, é que o prazo de maturação de plantas eólicas é muito menor do que o de geração convencional e de redes de transmissão, o que tem acarretado custos elevados e imprevistos na operação do sistema e do mercado. Também sob esse aspecto, a implantação de unidades geradoras em poços disponíveis nas hidrelétricas existentes apresenta-se vantajosa em relação a outras soluções não lastreadas em projetos de rápida execução e baixa incerteza de concretização e de conexão ao SIN. Sob esse prisma, a repotenciação hidrelétrica pode ser vista como uma opção atraente para expandir a capacidade instalada do SIN. A inserção da repotenciação como alternativa de expansão da capacidade instalada se justifica, adicionalmente, pelos seguintes fatos: ampla oferta de alternativas de repotenciação, mesmo com o aproveitamento de parte dos poços vazios em hidrelétricas existentes no horizonte de médio prazo; multiplicidade de benefícios da repotenciação, cuja identificação e valoração requerem a análise conjunta de aspectos energéticos e elétricos no planejamento do sistema; condições mutantes na estrutura do sistema, com aumento da complexidade topológica, redução da capacidade de armazenamento de energia, crescente participação de fontes sazonais e intermitentes, maior imprevisibilidade da demanda de potência, entre outros; impacto operacional baixo ou nulo 15, pois envolve fundamentalmente a instalação de equipamentos eletromecânicos convencionais em poços existentes ou previstos; impacto ambiental baixo ou nulo, que reduz as incertezas nos prazos de licenciamento ambiental e os riscos de embargo nas fases de comissionamento e de operação; prazo de maturação curto, frente a outros recursos para expansão da oferta de potência, que facilita a rápida adaptação do sistema frente a incertezas na demanda 16. Além de melhorias na qualidade e na confiabilidade de suprimento em horizonte de médio prazo, a repotenciação oferece também benefícios de longo prazo ao SIN, quais sejam: redução de custos de operação; redução de custos de investimento; aumento da capacidade de exportação de energia. O custo de operação é dado pelo valor presente dos custos de combustíveis e das perdas de transmissão 17. A redução desse custo, no caso de alternativas de repotenciação, se deve à possibilidade de ganhos no montante e no custo do despacho termelétrico necessário para atender ao critério de reserva de potência operativa (RPO), discutido no Relatório Técnico RT 03 deste projeto. O 15 Em relação a outras modalidades de repotenciação, que envolvem a parada de unidades em operação comercial. 16 Uma incerteza importante se deve à intensificação da geração a diesel na ponta de carga. A EPE estima que a potência instalada a diesel seja de 5 a 6 mil MW, principalmente na Região Sudeste. A redução tarifária em curso, aliada a um aumento do preço do diesel, levaria ao desligamento de muitas dessas unidades, com o concomitante aumento da demanda de ponta no SIN. 17 Nos modelos de otimização, o custo de operação inclui o custo de racionamento (energia) e de interrupção (potência). Nesta análise, trata-se separadamente esses aspectos do custo de operação. 118 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

383 custo de investimento representa o valor atualizado de investimentos em geração e reforços de transmissão associados, ao longo do horizonte de planejamento. A repotenciação pode mitigar ou mesmo eliminar a necessidade de investimentos em geração e/ou em transmissão para prover suporte de tensão, de potência ativa e reativa em regiões com alta concentração de geração eólica, como analisado anteriormente. Outro benefício da repotenciação hidrelétrica é a possibilidade de ampliar a exportação em base contratual, associada à energia comercializada entre o Brasil e os países interligados, por meio de um agente comercializador. Para atender a esses contratos, a energia deve ser gerada em termelétricas não necessárias ao SIN ou em hidrelétricas quando há vertimento turbinável não alocável no SIN. Essa energia deve ter caráter interruptível, em atendimento aos critérios de segurança do SIN. ÓTICA REGULATÓRIA As medidas operativas descritas anteriormente trazem consequências para os agentes de mercado, sendo a principal delas o aumento acelerado dos encargos de serviços do sistema (ESS) 18. Os encargos de serviços do sistema incluem o ressarcimento, aos geradores, dos custos das restrições de operação, prestação de serviços ancilares e segurança energética. Segundo a CCEE 19, [ ] o total de recebimentos de ESS por restrição de operação e serviços ancilares apurado ao final de 2010 foi 267% superior àquele apurado em Já o pagamento do respectivo ESS, efetuado pelos agentes com perfil de consumo, aumentou 345,1% em relação a O ESS é pago por todos os agentes com perfil de consumo, contratado ou não, na proporção do consumo sujeito ao pagamento desse encargo. Essa situação realça a necessidade e a importância de 18 De acordo com a CCEE, Os encargos de serviços do sistema consistem na remuneração dos custos incorridos na manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema para o atendimento do consumo em cada submercado, e que não estão incluídos no preço de liquidação das diferenças (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, 2011). 19 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, incentivar a expansão da capacidade de potência no SIN para viabilizar a formação de sua reserva de potência estrutural. Ainda que a demanda de potência esteja 100% contratada, atendendo à regulamentação que normatiza o lastro de potência, o sistema requer essa reserva a custos razoáveis para cobrir incertezas nas previsões de demanda e de geração. Essa reserva, porém, não será contratada espontaneamente pelos agentes setoriais, pois a legislação a isso não os obriga, mas tão somente a estarem lastreados em relação à sua própria demanda máxima. No que se refere à comercialização propriamente dita, a oferta de potência adicional seria importante também para reduzir as penalidades por insuficiência de cobertura de lastro de potência. Assim, por exemplo, as penalidades aplicadas em 2010 superaram em quase 100% os valores verificados em Isso evidencia a crescente importância, para o mercado, da oferta de potência comercializável. Além disso, a obrigatoriedade de lastro de potência para cobrir as demandas máximas de distribuidoras e consumidores livres tenderá a valorizar a componente demanda (R$/kW) dos contratos, incentivando a expansão da capacidade de atendimento à ponta do sistema. No que segue, discutem-se as alternativas regulatórias para sua solução em médio e longo prazos. Alternativas regulatórias O problema de atendimento à demanda de potência tem solução técnica conhecida, mas sua efetivação em ambiente de mercado depende de alternativas regulatórias que viabilizem as alternativas técnicas, quais sejam: motorização adicional de usinas com provisão para novas unidades; repotenciação ou modernização de plantas em operação. Os ganhos de garantia física associados à motorização adicional e à repotenciação de usinas hidrelétricas existentes em geral não propiciam taxa de retorno adequada aos investimentos necessários. Por outro lado, a geração térmica fora da ordem de mérito, por restrições elétricas ou energéticas (balanço de ponta e reserva de potên- REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

384 Dossiê Energia elétrica cia), sinaliza claramente o benefício sistêmico da expansão da capacidade instalada 20. O problema técnico é de natureza sistêmica, representado pela redução de confiabilidade no atendimento à demanda de ponta, redução na reserva de potência operativa ou ainda por índices de confiabilidade globais deteriorados. A solução desse problema, relativamente simples sob a ótica técnica, consiste em expandir a potência instalada no SIN. Nessa perspectiva, os benefícios sistêmicos podem ser traduzidos por: recondução dos índices de confiabilidade a patamares aceitáveis, com quantificação via custos de interrupção; redução da geração de usinas termelétricas (UTEs) de alto CVU, acionadas por várias horas além do horário de ponta, em função das rampas de tomada e redução de carga; redução de despacho fora da ordem de mérito de UTEs flexíveis contratadas por disponibilidade no ACR, com redução de ESS, o que beneficia os consumidores; maior flexibilidade de uso do sistema de transmissão, permitindo acomodar grandes blocos de geração eólica, com elevada variabilidade de ventos; ganhos de energia assegurada sistêmica ou de garantia física de energia. Na regulação vigente, o único benefício sistêmico reconhecido comercialmente é o ganho de garantia física (GF), associado à motorização adicional ou repotenciação de plantas existentes. Assim, a ampliação de potência envolve necessariamente uma de duas situações: o caso com ganho de GF é regulado, para hidrelétricas, pela Portaria MME No caso de UTEs, tratamento similar poderia ser dispensado, considerando ainda a Portaria MME Ocorre que, em alguns casos, 20 Paradoxalmente, ganhos de complementação térmica oriundos de contratos por disponibilidade no ACR, que deveriam ser apropriados pelos consumidores, são atualmente usados para cobrir déficits de ponta hidrelétrica. 21 Ministério de Minas e Energia, o ganho de GF isoladamente considerado não viabiliza a ampliação da capacidade, ou seja, reconhecer os benefícios de aumento da potência é essencial para remunerar adequadamente esses investimentos; o caso sem ganho de GF pode ocorrer na repotenciação, modernização ou instalação de novas unidades geradoras em hidrelétricas existentes. Nesse caso, como no anterior, a viabilização do empreendimento requer a recuperação do custo de capital e do aumento do montante de uso do sistema de transmissão (MUST). Para isso, é necessário regulamentação específica, que poderá se basear em instrumentos regulatórios, tal como a Portaria MME n o , vista a seguir. A Portaria MME n o define os conceitos necessários e os procedimentos de cálculo para estabelecer a GF de empreendimentos termelétricos que tenham solicitado troca de combustível depois de terem vencido leilões que outorguem CCEAR de energia nova. O mme definiu o cálculo da garantia física de um empreendimento termelétrico candidato à troca de combustível pelo método dito incremental 22, que considera a possibilidade de que um único empreendimento substitua vários outros mesmo que movidos por diferentes combustíveis desde que esse novo projeto adicione garantia física ao SIN. O método incremental oferece uma solução tecnicamente correta para o problema, pois apropria ao novo empreendimento apenas o incremento de garantia física (GF) devido ao combustível substituído, calculado sob as mesmas condições de sistema. Dessa forma, se as variações em relação à configuração do SIN vigente à época do leilão, que embasou o cálculo 22 Art. 1 o A garantia física de energia de empreendimento candidato à mudança de combustível, na forma do disposto na Portaria MME n o 649, de 13 de dezembro de 2011, será objeto de novo cálculo, conforme metodologia descrita a seguir: (i) GF nova n = Σ i=1 GF vigente,i + ΔGF [ ], sendo GF vigente,i : montante de garantia física de energia do empreendimento i, que estiver vigente na data de requerimento da mudança de combustível. No caso de reagrupamento de usinas termelétricas, será considerado o somatório das GF vigente de cada uma dessas usinas; GF nova : novo montante de garantia física de energia do empreendimento definida pela aplicação da metodologia definida neste artigo; ΔGF: ganho incremental de garantia física de energia. 120 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

385 da GF original, forem tais que, com qualquer combustível, haja aumento expressivo de GF, a GF adicional a ser apropriada ao empreendimento com novo combustível será igual à original, calculada nas condições vigentes à época do leilão, mais a variação de GF, calculada considerando o combustível original e o novo combustível, mas considerando a configuração atual do SIN. Embora estabelecida para regular a substituição de combustíveis em termelétrica licitados em leilões de energia nova, essa formulação poderia ser aplicada também em casos de retrofit de empreendimentos existentes (reforma ou modernização de UHEs, por exemplo), mesmo que isso não envolva mudança de combustível. Observe-se que o mme estabeleceu uma regra racional ao fazer uma comparação baseada em condições atuais de configuração do sistema, CVU e procedimentos de cálculo, evitando atribuir um valor de GF para a mudança de arranjos com base em premissas ultrapassadas 23. Leilão de potência A proposta de um processo competitivo, baseado em leilão de potência, se entende mais adequada à situação a ser enfrentada, de forma a estabelecer uma solução de característica estrutural. A ideia central é de estabelecer um processo competitivo em que inicialmente os agentes de planejamento e de operação (EPE e ONS) dimensionam a expansão de potência adequada às necessidades do SIN, em curto e médio prazos. Na sequência, promove-se um leilão de potência, em que o mme, com base nos estudos do ons e da EPE, especifica a potência a ser contratada, atentando para a necessidade de compatibilizar o prazo da concessão com a duração do contrato de potência, até que se resolva a questão de renovação das concessões. O referido leilão de potência pode contemplar a situação de existir renda adicional decorrente do montante associado de garantia física, quando houver. Nesse caso, propõe-se extrair 23 O empreendimento original conserva a GF calculada nas mesmas condições em que foi definida a GF vigente, evitando assim alterar a placa antes do prazo legal de revisão da GF. essa renda adicional e canalizá-la em benefício do consumidor, como segue: o empreendedor recebe uma receita fixa pela disponibilidade do adicional de potência (similar aos contratos de disponibilidade) e comercializa livremente o ganho de GF; da potência acrescentada total na motorização adicional ou repotenciação da usina, o regulador segrega uma parcela associada ao ganho de GF via fator de capacidade anterior à expansão de potência, sendo que a diferença entre o total de potência expandida e o montante associado à GF poderá ser contratada via leilão de potência. Note-se que, na prática, resultarão preços menores para competidores com aumento de GF, sendo que o consumidor será beneficiado por essa redução. Entende-se que a solução proposta é melhor que a de obter a expansão marginal de ponta por licitação de prestação de serviços ancilares, pois os ganhos sistêmicos associados vão além do atendimento aos critérios de RPO, além de se estar introduzindo uma solução de natureza estrutural. De fato, admitindo-se que o leilão para contratação de potência seria realizado nos moldes do leilão de reserva, abrangendo tanto o ACR quanto o ACL (como os benefícios são sistêmicos, todos devem pagar), com dimensionamento de montantes a serem contratados norteados por visão de longo prazo. Na vertente estrutural, passado o momento de contratação de reforços de potência em caráter emergencial (leilão para motorização adicional de UHEs existentes com provisão para novas unidades geradoras), a contratação de potência ocorreria em conjunto com os leilões de energia nova para o ACR, de tal forma que um empreendedor hidrelétrico poderia ofertar determinado empreendimento com motorização mínima, fixada de acordo com o estudo de viabilidade econômica conduzido pela EPE, para respaldar a garantia física que estaria sendo comercializada e, na sequência, ofertar potência no leilão específico, em que poderia viabilizar uma motorização da usina superior àquela que estaria disposto a implementar se houvesse apenas o leilão de energia nova usual. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

386 Dossiê Energia elétrica Note-se que hoje a maioria dos empreendedores oferece plantas hidrelétricas com fator de capacidade bastante elevado, que na atualidade é incompatível com o quadro de requisito de potência que está configurado, sendo que a proposta apresentada permitiria criar um incentivo aos empreendedores hidrelétricos a prever maior capacidade de ponta já no projeto da usina, contribuindo para uma solução estrutural do problema que agora aflige o setor. Considerando-se que a formulação do encargo de potência contempla parâmetros ainda não disponíveis, que se levaria muito tempo para voltar a avaliar, e, principalmente, a duração do processo de validação, propõe-se avaliar o teto de preço para leilão de potência derivado diretamente de uma avaliação dos benefícios sistêmicos proporcionados (geração térmica evitada, por exemplo). Um outro balizador, que permitiria que o regulador adotasse o menor dos dois, seria uma estimativa do preço de mercado para adicionar unidades geradoras ou ainda repotenciar usinas, adotando-se o valor adequado à situação (a ideia é evitar alocar aos empreendedores, desnecessariamente, ganhos que poderiam ser apropriados pelos usuários do SIN). Os valores contratados dariam margem a encargos fixos no tempo (apenas indexados a efeito de correção monetária) e não valores unitários variáveis, calculados anualmente, conforme adotado em alguns países, garantindo desse modo a adequada recuperação do investimento. Entende-se que a legislação de maior hierarquia (Lei ) não veda a solução proposta, que poderia ser totalmente regrada em curto prazo por meio de um decreto e resoluções da Aneel. Por fim, vale destacar aspectos que são certamente de muita relevância e que se referem à compatibilização entre energia contratada em leilões de potência, nos moldes de leilão de reserva, com os contratos de potência, exigidos por lei para garantir respaldo para a demanda de ponta no segmento de consumo. Nessa perspectiva, convém sublinhar os seguintes pontos: Com o mecanismo de expansão de potência (leilão) implementado e funcionando em regime permanente, no ACR as distribuidoras declaram (como hoje) necessidades de energia e potência e contratam, incorporada nos CCE- ARs de energia nova, parte ou totalidade de seus requisitos de potência, na medida em que, associada à energia contratada de cada empreendimento, estará uma potência que corresponde ao chamado nível de motorização vinculado à energia, definido regulatoriamente. Posteriormente haveria o leilão de potência, específico para cobrir as necessidades sistêmicas detectadas nos estudos da EPE e ons, no qual todos os agentes do segmento de consumo teriam que contratar a parte da potência que lhes corresponda (alocada com respaldo do devido dispositivo regulatório, que poderia ser do tipo proporcional ao lastro de potência exigido de cada agente de consumo), sendo que o adicional contratado seria também computado como lastro de potência, válido para efeito de comprovação no âmbito da CCEE. Há que se observar que, como o lastro de potência visualiza apenas o balanço de ponta de cada agente de consumo e não inclui a reserva de potência operativa e tampouco necessidades adicionais derivadas de requisitos de desempenho elétrico do sistema, ao final do processo os agentes de consumo deverão resultar com sobra de lastro em relação aos requisitos definidos na legislação. No início do processo, há que se definir critérios para especificar a chamada placa de potência de cada gerador (garantia física de potência), de tal forma que os geradores existentes e novos já contratados e que comercializaram CCEAR com as distribuidoras tenham definido o lastro de potência atrelado à energia já contratada e que seria imediatamente incorporado ao lastro de potência de cada distribuidora. Seriam os contratos iniciais de potência para as distribuidoras. No ACL, os geradores teriam definida a sua placa de potência e o montante mínimo de potência associado ao contrato de energia, que automaticamente contaria como lastro de potência. Os requisitos adicionais poderiam ser contratados com os geradores atuantes no mercado livre e que tivessem parte de sua placa descontratada. No âmbito dessa proposta, não se julga interessante estabelecer que os geradores, uma vez contemplados com uma placa de potência, sejam obrigados regulatoriamente a deixar parte dessa placa descontratada para cobrir as necessidades de 122 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

387 RPO, até porque essas necessidades são variáveis no tempo e devem atender a critérios locacionais, tornando pouco provável que a obrigação de placa descontratada fixada em percentual regulatório da potência instalada, conjugada com a obrigatoriedade de contratação de lastro de potência, garantisse a melhor opção sistêmica. RESUMO DO PROJETO DE P&D: TÉCNICA ORIGINAL E INOVAÇÕES PROPOSTAS As atividades realizadas nas etapas 1 e 2 do projeto visaram não só a levantar o estado da arte em relação aos métodos e modelos em uso no planejamento da reserva operativa, mas também identificar os impactos de mudanças estruturais na configuração do sistema, tais como a inserção da fonte eólica em larga escala no SIN. Visaram também a avaliar os benefícios da instalação de capacidade adicional em poços vazios em hidrelétricas existentes. Com base nesses levantamentos, foi desenvolvida a Etapa 3, em que foram abordados os aspectos conceituais da repotenciação hidrelétrica, na modalidade ampliação da capacidade instalada, como descrita no Relatório Técnico RT03. Ainda nessa etapa, foi complementado o levantamento documental da Etapa 1 (RT01) e o levantamento de dados da Etapa 2 (RT02), ambos com base em fatos e dados originados na operação do sistema, que corroboraram a necessidade sistêmica de instalar capacidade hidrelétrica adicional e confirmaram a existência de lacunas regulatórias, que inviabilizam empresarialmente essa ampliação de capacidade. Uma vez caracterizadas essas lacunas, finalizou-se essa etapa apontando-se alternativas regulatórias para viabilizar a expansão da capacidade instalada em hidrelétricas existentes com poços vazios, em termos empresariais. Com base nos resultados da Etapa 3, foi desenvolvida a Etapa 4, que contemplou o estabelecimento de um arcabouço conceitual para formulação e análise de alternativas de expansão da capacidade instalada em centrais hidrelétricas, em médio prazo (Pmo) e longo prazo (PDE). Em médio prazo, aplica-se à análise da repotenciação de usinas existentes. Em longo prazo, aplica-se ao planejamento da repotenciação de hidrelétricas existentes ou da motorização de projetos hidrelétricos em fase de viabilidade. Em ambos os casos, enfocam-se os benefícios no SIN como um todo. Ainda nessa Etapa 4, foram detalhadas as inovações metodológicas e as medidas regulatórias necessárias para viabilizar a instalação de conjuntos turbina-gerador adicionais em poços vazios de hidrelétricas existentes, tanto sob a ótica sistêmica quanto sob a empresarial. Na Etapa 5 foi realizada uma avaliação detalhada dos benefícios sistêmicos do uso de poços vazios em hidrelétricas existentes, levando em conta a inserção massiva da fonte eólica no SIN, prevista em horizonte de médio prazo. Os resultados de estudos de simulação feitos com apoio dos modelos Newave e Suishi-o e de estudos de confiabilidade composta feitos com uso do modelo NH2 evidenciam ganhos de confiabilidade e redução significativa de riscos de déficit e custos de operação, com reflexos positivos no custo marginal de operação (Cmo) em submercados onde ocorre a motorização adicional de hidrelétricas existentes. As etapas 6 e 7 foram desenvolvidas em conjunto, dadas as características de similaridade das atividades envolvidas, quais sejam, a aplicação de modelos computacionais de forma coordenada para avaliar os benefícios energéticos e elétricos associados à motorização adicional de usinas hidrelétricas existentes. CONSIDERAÇÕES FINAIS O artigo apresenta em detalhe as dificuldades que vêm sendo enfrentadas para garantir o atendimento da ponta de carga do SIN. Nessa perspectiva, configura-se claramente o problema a ser enfrentado, que se caracteriza por benefícios sistêmicos elevados (redução da geração termelétrica hoje necessária para atendimento aos requisitos de reserva operativa do sistema, por exemplo) e benefícios privados (ótica empresarial) reduzidos, fato que não incentiva a expansão de ponta nos sítios do parque gerador onde essa possibilidade já é existente (motorização adicional ou repotenciação de usinas operativas) e tampouco incentiva uma expansão de ponta estrutural, adequada aos requisitos do SIN no futuro. Como solução a essa problemática, propõe-se a realização de leilões de potência, caracterizados anteriormente. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

388 Dossiê Energia elétrica Bibliografia ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica. Banco de Informações de Geração BIG. Aneel, fevereiro de EPE Empresa de Pesquisa Energética. Balanço Energético Nacional BEM. Rio de Janeiro, EPE, Plano Nacional de Energia 2030 PNE Rio de Janeiro, EPE, MME. Manual de Inventário Hidroelétrico de Bacias Hidrográficas. Rio de Janeiro, Ministério de Minas e Energia e Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel), SANTOS, Cícero Mariano P. Reflexões sobre a Modernização do Parque Hidrogerador Diante dos Avanços Tecnológicos e dos Instrumentos Regulatórios, in XVII SNPTEE. Grupo I. Uberlândia, 19 a 24 de outubro de SANTOS, Cícero Mariano P.; COELHO, Jorge; DIAS, Acires. Uma Contribuição Metodológica para a Modernização de Unidades Hidrogeradoras, in XV SNPTEE. Grupo I. Foz do Iguaçu, 17 a 22 de outubro de 1999, pp VEIGA, José Roberto C. Oportunidades de Negócio com a Repotenciação de Usinas: Aspectos Técnicos, Econômicos e Ambientais. Dissertação de mestrado. São Paulo, Programa de Pós-Graduação em Energia da USP, REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

389 Análise da escassez hídrica brasileira em 2014 Augusto José Pereira Filho

390 Dossiê Energia Justiça brasileira elétrica RESUMO A recente diminuição das chuvas e seus reflexos nos recursos hídricos brasileiros afetaram todas as atividades produtivas, do abastecimento urbano à geração de energia elétrica. Este artigo compreende uma análise dos possíveis e plausíveis mecanismos dinâmicos e termodinâmicos associados à variabilidade e às mudanças climáticas e seus impactos no ciclo hidrológico global, em particular do ramo diretamente conectado com as chuvas sobre a América do Sul. As análises sugerem como principal fator o recente resfriamento do Polo Antártico, combinado à dinâmica climática do aquecimento e resfriamento dos oceanos Pacífico e Atlântico Sul e às alterações que esses ciclos de 4 a 11 anos causam nas circulações atmosféricas e oceânicas de grande escala. Palavras-chave: seca brasileira de 2014; variabilidade climática; El Niño; sistema de alta pressão do Atlântico Sul. ABSTRACT The recent rainfall depletion and its consequences to the Brazilian water resources have affected all human activities, from urban water supply to hydroelectric power generation. This paper comprises an analysis of possible and plausible dynamic and thermodynamic mechanisms associated to climate variability and climate changes and their impacts in the global hydrological cycle, particularly where it is directly connected to precipitation over South America. Analysis suggest the cooling of the Antarctic Pole as a main factor coupled with the dynamics of climate with 4 to 11 year cycles of cooling and warming of the Pacific and Atlantic Oceans resulting in changes in atmospheric and oceanic large-scale circulations. Keywords: Brazilian drought 2014; climate variability; El Niño; South Atlantic high pressure system. 126 REVISTA USP São Paulo n. n p. p março/abril/maio janeiro/fevereiro/março

391 A Figura 1 mostra a distribuição de chuva anual média e anomalias nas áreas continentais da Terra no último ano, respectivamente. Notam-se anomalias negativas em todos os continentes do hemisfério sul, mais significativamente sobre a América do Sul, sobre o Brasil. A diminuição das chuvas gerou uma escassez hídrica de grande abrangência espacial e, portanto, com impactos negativos nas grandes bacias hidrográficas brasileiras que afetaram desde o abastecimento de água potável (no Sistema Cantareira, por exemplo) até a geração de energia elétrica nos sistemas produtores do Sudeste e Nordeste, com níveis de reservação da ordem de 35% no fim do período chuvoso de A tendência para o próximo trimestre é de chuvas acima do normal no Sul e Sudeste e abaixo do normal no Norte e Nordeste, por causa do desenvolvimento de um padrão de aquecimento das águas do Pacífico Equatorial, que caracteriza o fenômeno denominado de El Niño, que começou a se desenvolver no início de 2014 e depois se dissipou. Mas as chuvas produzidas a leste de sua posição sobre a Indonésia resultaram em variações nas circulações atmosféricas com impactos sobre a América do Sul, que serão mais bem detalhados adiante. Associado a esse padrão do El Niño, no outono e inverno em anos recentes, episódios de intensas massas de ar polar mais frio e seco têm se deslocado da Antártica para a América do Sul, com recordes de temperaturas mínimas. Por exemplo, nevou em Curitiba em julho de 2013 após 80 anos! Esse é outro fator significativo de secagem da atmosfera e solos por meio da evaporação de solos, reservatórios de água e rios e da evapotranspiração das áreas vegetadas, o que resultou em aumento da perda de umidade para altas latitudes, como será descrito adiante. Dados recentes sugerem que a escassez de água que se agravou desde o fim de 2013 foi causada por tais variabilidades climáticas, resultantes de interações e retroalimentações entre atmosfera, oceanos, criosfera e biosfera. As séries de dados meteorológicos da estação meteorológica (EM) do Instituto de Astronomia, Geofísica e Ciências Atmosféricas (IAG) da USP dos últimos 82 anos indicam que períodos secos em São Paulo recorrem em períodos entre 4 a 11 anos. Outras análises sugerem uma correlação negativa entre a precipitação total anual e a pressão atmosférica na superfície. Quando a pressão atmosférica aumenta, tende a chover menos, e vice-versa. Essa relação é devida à célula permanente de alta pressão do Atlântico Sul (Apas), que faz parte de um cinturão de altas e baixas pressões ao redor do globo associado a circulações solenoides denominadas de célula AUGUSTO JOSÉ PEREIRA FILHO é professor associado do Instituto de Astronomia, Geofísica e Ciências Atmosféricas (IAG) da USP. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

392 Dossiê Energia elétrica figura 1 distribuição continental da precipitação acumulada anual média (mm) no período entre 28 de abril de 2014 e 27 de abril de N 70N 60N 50N 40N 30N 20N 10N EQ 10S 20S 30S 40S 50S 60S 20W 0 20E 40E 60E 80E 100E 120E 140E 160E W 140W 120W 100W 80W 60W 40W 20W Data source: CPC Unified (gauge-based) Precipitation Climatology ( ) anomalia (mm) no período entre 28 de abril de 2014 e 27 de abril de N 70N 60N 50N 40N 30N 20N 10N EQ 10S 20S 30S 40S 50S 60S 20W 0 20E 40E 60E 80E 100E 120E 140E 160E W 140W 120W 100W 80W 60W 40W 20W 0 Data source: CPC Unified (gauge-based) Precipitation Climatology ( ) Coordenadas geográficas, contornos continentais e unidades estão indicados nos mapas. Fonte: Acessado em: 28/4/2015. de Hadley, que geram movimentos descendentes (alta pressão) e ascendentes (baixa pressão) na circulação de Hadley, com simetria hemisférica na qual o ar ascende próximo da região equatorial e descende sobre latitudes tropicais em ambos os hemisférios sul e norte. A Figura 2 mostra a distribuição espacial da chuva média diária (mm/dia) obtida de estimativas com o satélite Tropical Rainfall Measurement Missing (TRmm) entre 1998 e Notam-se áreas de precipitação extensas ao norte e ao longo da linha do equador, denominadas de Zona de Convergência Intertropical ZCIT, e na América do Sul uma região de precipitação orientada na direção noroeste-sudeste, que se estende da Amazônia até altas latitudes. 128 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

393 figura 2 PrECIPItação acumulada anual média (mm/dia) EStimada com o satélite TRRM entre 1998 e 2011 AverAGE of all available Rainfall mm/dd (3B43) 1998 to Transporte de umidade na baixa atmosfera na América do Sul indicado pelas setas em vermelho. Contornos continentais e unidades estão indicados no mapa. Fonte: adaptação de Acessado em: 28/4/2015. Notam-se também áreas de pouca ou nenhuma precipitação sobre as regiões onde a circulação de Hadley descente aquece e inibe a formação de nuvens. Sobre o Oceânico Atlântico Sul, nota-se o efeito da Apas, que se estende do sul do continente africano até o Nordeste brasileiro, o que explica a aridez semipermanente no Nordeste brasileiro, exceto nas regiões costeiras, onde há circulação da brisa marinha e chuvas. O sentido da circulação de vapor de água na baixa atmosfera, mais ou menos até 2 km de altitude na região entre a África e a América do Sul, está indicado na Figura 2 pela linha vermelha. O vapor de água que produz precipitação na Amazônia tem origem no Oceano Atlântico Sul e também é transportado para a ZCIT no período de outono e inverno do hemisfério sul, inclusive com contribuição da evaporação de água no Nordeste para a América Central. A precipitação, normalmente abundante na Amazônia (Figura 1), foi reduzida em 2014 por causa da diminuição do transporte de vapor de água oceânico, numa situação também de intensificação e ampliação da abrangência espacial da Apas. Em janeiro e fevereiro de 2014, a área de menor precipitação abrangeu da região leste da Amazônia até o norte da Argentina. Nesse episódio, as chuvas se concentraram no oeste da Bacia Amazônica, com enchentes recordes no Acre (Figura 1) e intensa seca no Sudeste, onde estão as cabeceiras das principais bacias hidrográficas com aproveitamento hidroelétrico. Em contrapartida, ocorreram intensas chuvas no Sul do Brasil no período de outono de 2014, com vazões recorde na Foz do Iguaçu por causa do aumento do transporte de vapor de água evapotranspirada do oeste da Amazônia. Também ocorreu aumento da evaporação e evapotranspiração continental, em particular no período de outono e inverno, com transporte de energia e água para as regiões polares do hemisfério sul. A linha vermelha com seta no sentido da Antártica indica o transporte de umidade da baixa atmosfera na América do Sul para altas latitudes. Esse transporte de umidade (Figura 2) e energia é proporcional ao contraste térmico entre as regiões equatoriais e polares. A Figura 3 mostra a evolução temporal da cobertura de gelo na Antártica entre 2007 e 2015 obtida pela Nasa. Nota-se que a área de cobertura de gelo tem aumentado continuamente nos últimos anos, atingindo recorde em setembro de Esse importante resultado sugere que a Antártica esteja mais fria e assim também a atmosfera adjacente a ela. Desse modo, as massas de ar polar ficam mais frias e mais intensas, o que confere com os episódios de frio extremo no Sul e Sudeste brasileiros em anos recentes. Nessas condições, com ar relativamente mais quente e úmido nas regiões equatoriais e tropicais, e relativamente mais frio e seco em altas latitudes e na Antártica, aumenta-se o transporte meridional de calor e umidade para altas latitudes, em especial no período de outono e inverno. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

394 Dossiê Energia elétrica Associado a esse fenômeno denominado de jato de baixos níveis, ventos intensos sobre os Andes formam sistemas convectivos profundos a sotavento das montanhas e chegam a percorrer mais de km até o Oceano Atlântico. Dessa forma, enquanto parte da Amazônia, Nordeste e Sudeste secou, a Região Sul se beneficiou da umidade da Amazônia, com recordes de vazão na Foz do Iguaçu no outono de Em anos em que a Apas se estende mais para leste, o Sudeste fica numa situação similar à do Nordeste por causa dessa circulação mais intensa e do movimento descendente que aquece a atmosfera e a torna mais estável. Nessa condição, as nuvens não se formam e, assim, também há menor reflexão de energia solar para o espaço sideral. É quando as bacias hidrográficas têm maior saldo de energia, com maior evaporação dos reservatórios e evapotranspiração da vegetação. Houve redução da precipitação, aumento da evaporação e evapotranspiração e remoção de umidade dos solos e da vegetação. Como os mananciais da região, tais como o do sistema Cantareira, também retiram água para o abastefigura 3 Evolução temporal da extensão de gelo (10 6 km 2 ) no Polo AntártICo entre 2007 e 19 de abril a) Antarctic ice extent Ice extent (10 6 km 2 ) / Ice extent for 4/19 6 '06 '08 '10 '12 '14 '16 0 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez As cores indicam o ano. A extensão do gelo para 19 de abril de 2006 a 2015 está indicada no detalhe Fonte: adaptação de Acessado em: 28/4/2015 Esse maior contraste térmico aumenta a diferença de pressão (relativamente mais alta nos polos e mais baixa na região equatorial), o que induz a um aumento nas circulações e também no transporte de calor e umidade para a Antártica. Os três invernos que antecederam a seca no Sudeste foram mais frios. Essas massas de ar frio e seco provenientes da Antártica substituíram o ar relativamente quente e úmido de latitudes tropicais por ar relativamente seco e frio de altas latitudes. Portanto, houve uma mais intensa transferência de massa e energia entre as regiões de latitudes baixas para a Antártica no período de outono e inverno. Esse processo, associado às frentes frias e quentes, removeu a umidade das latitudes tropicais e equatoriais e a transportou para latitudes altas, contribuindo para a secagem mais rápida da baixa atmosfera do Sudeste e mesmo da Amazônia, onde a umidade se concentra. Nos meses de transição de primavera e outono, com frequência, o setor quente desse corredor de umidade (Figura 2) se intensifica e se desloca mais para oeste, transportando grande quantidade de vapor de água para oeste e o Sul do Brasil. 130 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

395 cimento urbano, a menor precipitação, somada à maior evaporação e também ao maior consumo, por causa do aumento da temperatura do ar, levou ao rápido crescimento do déficit hídrico e à crise de abastecimento de água da Região Metropolitana de São Paulo (RMSP). A Apas voltou ao seu padrão de extensão e intensidade no período chuvoso de 2015, mas deixou os solos com alto déficit hídrico da Amazônia ao Sudeste, onde a seca foi mais intensa (Figura 1). Com menos umidade, mesmo na Amazônia oriental, o transporte de umidade foi reduzido no início da estação chuvosa de Atribuiu-se a seca ao aquecimento global, mas o aquecimento da atmosfera induz um aumento de umidade e mais chuvas. Mas as temperaturas bateram recordes em virtude do aumento da irradiância solar na ausência de nuvens. Também se atribuiu a seca ao desmatamento da Floresta Amazônia, mas choveu muito menos em boa parte da Amazônia mesmo nas áreas onde a floresta está mais preservada (Figura 1), embora o desmatamento também tenha contribuído secundária ou terciariamente para agravar a seca. A Floresta Amazônica recebe umidade do Oceano Atlântico (Figura 2). A precipitação sobre a Bacia Amazônica é armazenada nos solos e depois flui pelos sistemas de drenagem de volta ao Oceano Atlântico. A água armazenada nos solos é evaporada e evapotranspirada e transportada para latitudes mais altas. Quando há redução do transporte de vapor de água do Oceano Atlântico para a Amazônia, ela mesma sofre seca (em 2005, por exemplo) por causa da variação dos padrões de circulação (célula de Hadley). Sugere-se que a crise hídrica mais acentuada no Sudeste tenha sido causada por variabilidade climática, com tendência de resfriamento da Antártica, e também por fenômenos de grande escala, tais como El Niño e ciclo de manchas solares (menor), com grandes impactos nas regiões tropicais da Terra. Cabe ressaltar que as anomalias negativas de chuva na África, América do Sul e Oceania (Figura 1) são consistentes com o aumento da extensão de gelo na Antártica (Figura 3). Desde o início de 2014, houve um aumento da área e da extensão das chuvas sobre o Oceano Pacífico Sul equatorial em razão da REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

396 Dossiê Energia elétrica formação de um El Niño fraco, que depois se dissipou (mas deve se intensificar a partir do outono de 2015). Essa é uma área de levantamento e intensas precipitações, que geraram anomalias de subsidência ao seu redor com alteração dos padrões de circulações de altas e baixas pressões ao redor do planeta (Figura 2). Isso reforça os aspectos de variabilidade climática global induzida pelo maior oceano do planeta com impactos na Indonésia, Austrália, Brasil, África do Sul, EUA, entre outros países. No Sudeste do Brasil, a intensificação da Apas, da circulação geral atmosférica, com redução de fluxo de umidade oceânico, resultou em uma extensa área de seca de norte a sul do Brasil. Na RMSP e outras regiões densamente urbanizadas, o impacto foi muito mais severo em razão do aumento do consumo de água em situação de escassez hídrica (recorrente), agravada pelo aumento do consumo per capita na última década de maior prosperidade econômica e incremento da produção aquém da demanda. Nessas situações, o Sudeste sofre estiagens similares às do Nordeste. Por último, cerca de 70% da energia elétrica do Brasil provém da geração por meio de hidroelétricas, o que sofreu drástica redução pela estiagem. Sugere-se ao setor elétrico brasileiro investir mais em sistemas de monitoramento e previsão do tempo e do clima para haver melhor planejamento e gestão de recursos hídricos, para além dos modelos tradicionais fundamentados na hidrologia superficial clássica e métodos estatísticos e estocásticos. 132 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

397 A operação dos reservatórios e o planejamento da operação hidrotérmica do Sistema Interligado Nacional Renato Carlos Zambon

398 Dossiê Energia Justiça brasileira elétrica RESUMO O sistema elétrico brasileiro é um sistema hidrotérmico de grande porte, com forte predominância de usinas hidrelétricas, cerca de 150 delas de médio e grande porte. Entre 2000 e 2012, em média 91% da geração foi de origem hidrelétrica, o restante complementado principalmente por usinas térmicas. Desde o final de 2012 até hoje, com seca severa atingindo as principais bacias do país, a participação das hidrelétricas caiu para uma média de 76% da geração, com um despacho muito acentuado das usinas térmicas e grande deplecionamento dos reservatórios. À luz do estado atual do sistema, este artigo discute o planejamento da operação, considerando reservatórios e usinas individualizadas, a evolução da capacidade instalada e de armazenamento, a não estacionariedade das séries históricas de vazões afluentes, as restrições operativas associadas a usos múltiplos da água e os cenários no horizonte de quatro anos. Palavras-chave: recursos hídricos; usinas hidrelétricas; operação de reservatórios. ABSTRACT The Brazilian electric system is a largescale hydrothermal system, mostly supplied by hydropower plants, about 150 of which are medium and large sized ones. From 2000 to 2012, an average of 91% of Brazilian effective electric generation was provided by hydropower plants. Additional y supply was provided mostly by thermal generation. From late 2012 until now, as we have experienced a severe drought over the major watersheds in the country, only 76% of demand has been supplied by hydropower, requiring intense thermal dispatch, while reservoir storages have been drawn down. In the light of the current state, this paper discusses the planning and operation of the system considering individual hydropower plants and reservoirs, the evolution of installed and storage capacities, non-stationary inflows, constraints associated with multiple uses of water and scenarios on the horizon in a four-year period. Keywords: water resources; hydropower; reservoir operation. 134 REVISTA USP São Paulo n. n p. p março/abril/maio janeiro/fevereiro/março

399 O sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil é um sistema hidrotérmico de grande porte, com forte predominância de usinas hidrelétricas e com múltiplos proprietários, segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ons, 2015). Apenas 1,7% da capacidade de produção de eletricidade do país se encontra fora do Sistema Interligado Nacional (SIN), em pequenos sistemas isolados localizados principalmente na região amazônica. De acordo com o Banco de Informações de Geração publicado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel, 2015), entre empreendimentos e 144 GW de capacidade máxima instalada, incluindo os diversos tipos de fontes geradoras, são usinas hidrelétricas, das quais cerca de 150 são de médio e grande porte. O gráfico na Figura 1, elaborado a partir de dados do histórico da operação (ons, 2015), resume a composição da geração média mensal no SIN de janeiro de 2000 até março de 2015, incluindo o racionamento de 2001 e os indicadores percentuais de energia armazenada no sistema (% EAR) e da produção hidrelétrica (% Hidr.). Por 13 anos, de 2000 a 2012, em média 91% da geração foi de origem hidrelétrica, o restante complementado pelas usinas térmicas e outras fontes. O armazenamento varia mês a mês em função das vazões afluentes e da operação dos reservatórios no sistema. O armazenamento máximo nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, que corresponde a quase 70% da capacidade total de armazenamento no país, geralmente é observado no final dos meses de março ou abril (em média 81% no período de 2002 a 2012) e o mínimo, no final dos meses de outubro ou novembro (em média 46% no período de 2002 a 2012). Em função da operação do sistema interligado, as regiões Norte e Nordeste tendem a acompanhar sazonalidade de armazenamento semelhante à das regiões Sudeste e Centro-Oeste. A Região Sul tem variabilidade bem maior, entretanto representa apenas 7% da capacidade total de armazenamento no SIN. No final de 2012 e início de 2013, o armazenamento médio no sistema ficou muito baixo, praticamente o mesmo que resultou no racionamento de Porém, com capacidade térmica complementar maior, o despacho térmico bateu recordes, reduzindo, mesmo nos períodos de maiores afluências nas principais bacias do sistema, a participação Este trabalho discute temas que têm sido estudados há mais de dez anos por um grupo de pesquisa em análise de sistemas de recursos hídricos que inclui, além do autor, os professores Mario Thadeu Leme de Barros (PHA/EP/USP); Paulo Sergio Franco Barbosa, Alberto Luiz Francato e João Eduardo Gonçalves Lopes (DRH/FEC/Unicamp); William W-G Yeh (CEE/Ucla) e vários outros pesquisadores. As pesquisas foram apoiadas através de projetos patrocinados por agências de fomento (Fapesp, CNPq, NSF) e empresas do setor (Cesp, CPFL, Cemig e outras). RENATO CARLOS ZAMBON é professor do Departamento de Engenharia Hidráulica e Ambiental (PHA) da Escola Politécnica da USP. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

400 Dossiê Energia elétrica figura 1 GERAÇÃO DE ENERGIA NO SIN DE JANEIRO DE 2000 A MARÇO DE 2015 (MW) /2000 1/2001 1/2002 hidrelétrica na geração do intervalo usual, de 85% a 95%, para menos de 80%. O despacho elevado das térmicas permaneceu em 2013, 2014 e 2015, com redução ainda maior no armazenamento, e foi reduzida a participação hidrelétrica na geração para a média de 76% no período. As decisões de planejamento da operação do sistema definem o armazenamento nos reservatórios de regularização das usinas hidrelétricas, o despacho das usinas termelétricas e os intercâmbios de energia entre as diferentes regiões do país, e estão condicionadas pelas previsões de expansão do sistema e de crescimento da demanda. As térmicas são despachadas em ordem crescente de custos, de maneira a minimizar o custo total de operação do sistema. Até o primeiro semestre de 2012, o custo marginal da operação esteve abaixo de R$ 100/MWh a maior parte do tempo. Nos últimos dois anos e meio, com o despacho contínuo de praticamente toda a capacidade térmica instalada, o custo marginal da operação saltou para mais de R$ 1.000/MWh, situação que tende a permanecer no mínimo até o final de O custo da geração térmica adicional no período já ultrapassa dezenas de bilhões de reais. 1/2003 1/2004 1/2005 1/2006 1/2007 1/2008 1/2009 1/2010 1/2011 1/2012 1/2013 1/2014 1/2015 Nuclear Térmica Eólica Hidr. %EAR(SE) %Hidr. Considerando o estado atual do sistema, este artigo discute alguns aspectos específicos relacionados com a operação dos reservatórios no planejamento da operação: a otimização da operação considerando usinas individualizadas, a evolução histórica da capacidade instalada e de armazenamento e a tendência para os próximos anos, a não estacionariedade das séries históricas de vazões afluentes, as restrições operativas associadas a usos múltiplos da água, a seca nos últimos dois anos e os cenários no horizonte de quatro anos. A otimização da operação e as usinas individualizadas (%) No planejamento da operação do sistema procura-se maximizar a utilização da geração hidrelétrica e assim reduzir os custos com a complementação térmica, a queima de combustíveis fósseis e a emissão de poluentes. É uma tarefa extremamente complexa, pois, além da grande quantidade de usinas envolvidas, trata, com a aleatoriedade das vazões afluentes, as demandas futuras, a disponibilidade e preço de combustíveis, a expansão do sistema, as restrições quanto ao armazenamento 136 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

401 nos reservatórios, as vazões a jusante, os volumes de espera para controle de cheias, os limites de intercâmbio na transmissão, os riscos de racionamento e diversos outros aspectos. Vários modelos de simulação e de otimização têm sido desenvolvidos nos últimos anos buscando tratar desse problema, bem como outros ligados à análise de sistemas de recursos hídricos. O ons utiliza modelos desenvolvidos com a técnica da programação dinâmica dual estocástica (PDDE) (Cepel, 2013) e representa o SIN como quatro subsistemas interligados. Todos os reservatórios dentro de cada subsistema são agregados em um único reservatório equivalente. Os volumes armazenados dos reservatórios são somados, multiplicados pela produtividade média de cada usina, calculada com nível montante correspondente a 65% do volume útil e nível médio no canal de fuga. Esse resultado é conhecido como energia armazenada (EAR). Essa simplificação é necessária na aplicação da PDDE para evitar a chamada praga da dimensionalidade da programação dinâmica. Uma desvantagem dessa simplificação é superestimar a produtividade das usinas justamente quando os reservatórios estão com níveis baixos, como ocorre atualmente no SIN. Nos últimos três anos, os reservatórios no subsistema Sudeste e Centro-Oeste mantiveram nível médio de apenas 43% do volume útil, e de 38% nos últimos dois anos. O modelo Hidroterm (Zambon et al., 2012) foi desenvolvido para otimizar o planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos considerando usinas hidrelétricas individualizadas, térmicas e outras fontes, intercâmbios, múltiplos usos da água e expansão do sistema, resolvido com programação não linear (Pnl) e utilizando uma abordagem determinística. Uma nova versão estocástica do Hidroterm está em desenvolvimento. Um aspecto importante na operação de reservatórios para geração de energia é a não linearidade nas relações entre importantes variáveis envolvidas no processo. Quando se considera a operação de um reservatório, a variação do volume em cada intervalo de tempo depende das vazões que entram e saem dele: vazões incrementais recebidas no trecho, turbinadas e vertidas de usinas imediatamente a montante, captação para atendimento de usos consuntivos, evaporação, vazões turbinadas e vertidas na própria usina. Existem restrições de volu- mes mínimos e máximos, que podem ser variáveis sazonalmente para proteção ambiental e controle de cheias. A cota do nível d água no reservatório é função do volume, e a área da superfície do lago necessária para o cálculo da evaporação é função da cota. As curvas cota x área x volume são normalmente representadas por polinômios de quarto grau. O nível no canal de fuga a jusante é função da soma das vazões turbinadas e vertidas na usina. A potência gerada é o resultado da produtividade específica da usina pela vazão turbinada e pela diferença entre o nível d água no reservatório e o nível no canal de fuga, descontadas as perdas de carga. Tais relações, a maioria delas não lineares, são válidas em cada intervalo de tempo dentro do horizonte de planejamento, e para cada uma das cerca de 150 usinas do SIN. As variáveis de decisão correspondentes à parte hidrelétrica do sistema são as vazões turbinadas e vertidas em cada usina, a cada intervalo de tempo e, no caso de um modelo estocástico, a cada cenário considerado. Tratar individualmente as usinas e reservatórios é importante, pois se consideram os aspectos topográficos, a hidrologia e características das turbinas para melhor aproveitar a distribuição do armazenamento entre eles, com ganho de produtividade no conjunto e minimização das perdas por vertimento. Além disso, os reservatórios e sua operação estão diretamente relacionados aos usos múltiplos da água, como o atendimento a diversos usos consuntivos, controle de cheias e proteção ambiental. A evolução da capacidade instalada e de regularização no SIN A Figura 2 mostra a evolução da capacidade hidrelétrica instalada e de armazenamento no SIN desde o início de 1950 até o final de 2017 (Falcetta et al., 2014). Na capacidade instalada se observa um crescimento acentuado nas décadas de 1970 e 1980, uma desaceleração na década de 1990 e uma retomada nas décadas de 2000 e A ampliação da capacidade de armazenamento, porém, cresceu relativamente muito menos, principalmente nas REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

402 Dossiê Energia elétrica figura 2 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE HIDRELÉTRICA INSTALADA E DE ARMAZENAMENTO NO SIN Capacidade instalada (MW) EARmax (MW/mês) N NE S SE/CO Fonte; Falcetta et al., 2014 duas décadas finais do período considerado. Restrições ambientais, técnicas, sociais e econômicas têm tornado cada vez mais difícil a construção de reservatórios com grande capacidade de regularização. A maioria das usinas recentes e previstas na expansão é a fio d água. Isso resulta numa capacidade relativa de regularização cada vez menor. A tendência é decorrente de decisões políticas e pressões ambientais crescentes? Ou uma consequência natural da evolução do aproveitamento do potencial hidrelétrico que explora primeiro locais mais próximos dos centros de consumo, com características topográficas, geológicas, hidrológicas, sociais e ambientais mais favoráveis, inclusive para a construção dos grandes reservatórios de regularização? De uma forma ou de outra, com grande capacidade de regularização o sistema podia operar com as térmicas gerando de maneira praticamente constante ao longo do ano, e a maior parte da variação sazonal tanto da demanda como das afluências era regularizada pelos reservatórios. A redução da capacidade relativa de regularização aumenta o efeito tanto da incerteza como da sazonalidade hidrológica na produção de energia, exigindo maior capacidade instalada do sistema complementar térmico. 138 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

403 Não estacionariedade das vazões Outro ponto de muito interesse no planejamento da operação do SIN são as séries de vazões afluentes. Muitas técnicas aplicadas nos projetos dos reservatórios e represas, bem como na sua operação, consideram efeitos de sazonalidade e aleatoriedade, porém seriam adequados apenas para processos estacionários. A não estacionariedade é evidente quando analisados os dados de vazões naturais médias mensais para diversas usinas do SIN, atualizados e publicados mensalmente pelo ons. Também ocorrem variações regionais importantes, mostrando que as tendências não são uniformes no país. Uma precaução deve ser tomada na análise dos dados, pois não se trata de vazões medidas diretamente, e sim reconstituídas para tirar o efeito da operação dos reservatórios, de usos consuntivos como a irrigação, com preenchimento de períodos sem dados, atualização de curvas-chave, possíveis problemas na qualidade dos dados, evolução nas tecnologias e na rede de monitoramento hidrológico, etc. Causas para a não estacionariedade podem incluir variações climáticas, mas, mesmo sem nenhuma alteração nas características das chuvas, grandes diferenças podem ocorrer na hidrologia de uma bacia em função de mudanças no uso do solo. A substituição de florestas nativas por extensas áreas agrícolas, por exemplo, pode resultar em redução significativa da evapotranspiração e aumento do escoamento superficial, mesmo sem nenhuma alteração nas precipitações. Onde o uso do solo é uma causa importante da não estacionariedade das vazões, a calibração de modelos chuva-vazão e o seu uso para reconstituir retroativamente uma série de vazões que seria compatível com as características atuais de uso da bacia podem ser uma alternativa para melhorar o tratamento dado ao problema. A série de vazões naturais médias mensais em Itaipu, apresentada na Figura 3 junto com a média móvel das vazões de 12 meses e a linha tracejada de tendência, mostra um aumento significativo das vazões a partir da década de Em Tucuruí, no Norte do país, as vazões médias anuais mostram um comportamento estacionário, como apresentado na Figura 4. A Figura 5 mostra o caso de Sobradinho, na bacia do São Francisco, indicando uma tendência de queda nas vazões quando considerado todo o período de dados disponíveis. A análise com períodos diferenciados, porém, pode levar a conclusões diferentes, indicando que esse tema está bastante aberto a pesquisas e questionamentos. Restrições operativas: vazões mínimas e volumes de espera para controle de cheias Características físicas das usinas e reservatórios levam a uma série de restrições para a operação do sistema. Outros usos da água também são figura 3 HISTÓRICO DE VAZÕES NATURAIS AFLUENTES A ITAIPU Itaipu, vazão natural média mensal e média móvel 12 meses Q (m 3 /s) REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

404 Dossiê Energia elétrica figura 4 HISTÓRICO DE VAZÕES NATURAIS AFLUENTES A TUCURUÍ Q (m 3 /s) Tucuruí, vazão natural média mensal e média móvel 12 meses figura 5 HISTÓRICO DE VAZÕES NATURAIS AFLUENTES A SOBRADINHO Sobradinho, vazão natural média mensal e média móvel 12 meses Q (m 3 /s) representados tradicionalmente como restrições para a operação das hidrelétricas (ons, 2011). Vazões mínimas devem ser mantidas a jusante de aproveitamentos hidrelétricos para proteção ambiental e atendimento a usos consuntivos a jusante. Em muitos casos, na falta de melhor conhecimento sobre as necessidades e processos ambientais nas bacias, foi utilizado como critério a simples repetição como restrição das vazões mínimas observadas no histórico. Em outros, são impostas vazões muito maiores para manter uma vazão regularizada mínima muito superior às observadas no histórico. Sobradinho, por exemplo, exigia uma vazão mínima defluente de m³/s, enquanto a mínima no histórico até 2012 era de 506 m³/s, recorde batido em 2014 com 396 m³/s. Em alguns casos, valores diferenciados para diferentes períodos do ano começam a ser observados para atender a necessidades específicas, como os períodos de piracema. O mesmo ocorre para as vazões defluentes não turbinadas, que podem representar vazões remanescentes mínimas para trechos de vazão reduzida (TVR) de determinados aproveitamentos. Volumes de espera são criados utilizando parte significativa do volume útil, principalmente entre os meses de outubro e março, em mais de duas dezenas de reservatórios do SIN (ons, 2014). A proteção adequada contra cheias a jusante de reservatórios de usinas hidrelétricas é essencial, mas o superdimensionamento dos volumes de espera ou a 140 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

405 sua localização inadequada em sistemas com múltiplos reservatórios trazem prejuízos significativos no custo da operação, uso excessivo de combustíveis fósseis, e aumentam o risco de déficit tanto no suprimento de energia como em outros usos da água (Zambon et al., 2014). A avaliação dos impactos e benefícios das restrições e de suas relações de troca entre diferentes usos da água pode ser feita quando se considera a modelação da operação individualizada dos reservatórios. O relaxamento e revisão das restrições quando seu atendimento não é possível, a substituição por penalidades na função objetivo ou a incorporação explícita na função objetivo, como proposto por Mendes et al. (2015) para o caso da irrigação no vale do São Francisco, são alternativas que merecem ser mais bem estudadas. Vazões mínimas e a seca de 2013 a 2015 A Tabela 1 mostra como foram batidos nos últimos dois anos os recordes de vazões mínimas mensais históricas em 39 das cerca de 150 usinas de médio e grande porte do SIN. A seca histórica em boa parte do país pode ser uma oportunidade para rever a maneira como o sistema é operado, a segurança no suprimento e as suas relações com outros usos da água. Cenários no horizonte de 2015 a 2019 As Figuras 6 e 7 apresentam os principais resultados da otimização da operação do SIN com o modelo Hidroterm, considerando o estado atual de armazenamento do sistema, suas características físicas, previsão de expansão da demanda, cronograma de expansão do sistema no horizonte de quatro anos a partir de abril de 2015 e dois cenários de vazões afluentes: 90% da MLT, correspondente a uma seca moderada para todo o período, e 70% da mlt, correspondente a uma seca forte, com intensidade semelhante à observada na primeira metade da década de As variáveis indicadas são os valores médios mensais da demanda (DE), tabela 1 VAZÕES MÍNIMAS MENSAIS NO HISTÓRICO PARA USINAS DO SIN Cód. Usina Sist. Qmin (m³/s) Qmin (m³/s) % Cód. Usina Sist. Qmin (m³/s) Qmin (m³/s) % até 2012 até 2012 Atual até 2012 atual 1 CAMARGOS % 32 CACH. DOURADA % 2 ITUTINGA % 44 I. SOLT. EQV % 4 FUNIL-GRANDE % 120 JAGUARI % 6 FURNAS % 123 FUNIL % 7 M. DE MORAES % 129 SIMPLÍCIO % 8 ESTREITO % 130 ILHA POMBOS % 9 JAGUARA % 139 CANDONGA % 10 IGARAPAVA % 141 BAGUARI % 11 VOLTA GRANDE % 143 AIMORÉS % 12 P. COLÔMBIA % 144 MASCARENHAS % 17 MARIMBONDO % 148 IRAPÉ % 18 A. VERMELHA % 155 RETIRO BAIXO % 20 BATALHA % 156 TRÊS MARIAS % 21 SERRA FACÃO % 169 SOBRADINHO % 24 EMBORCAÇÃO % 172 ITAPARICA % 25 NOVA PONTE % 176 COMP PAF-MOX % 26 MIRANDA % 178 XINGÓ % 27 CAPIM BRANCO % 192 GUILMAN-AMOR % 28 CAPIM BRANCO % 193 SÁ CARVALHO % 31 ITUMBIARA % REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

406 Dossiê Energia elétrica figura 6 RESULTADOS PARA O CENÁRIO DE AFLUÊNCIAS IGUAIS A 90% DA MLT (MW) DE DE-DEF GH GF GF+GTad GF+GTadmax tempo (meses) figura 7 RESULTADOS PARA O CENÁRIO DE AFLUÊNCIAS IGUAIS A 70% DA MLT (MW) DE DE-DEF GH GF GF+GTad GF+GTadmax tempo (meses) 142 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

407 demanda efetivamente atendida igual a demanda menos déficit (DE-DEF), geração hidrelétrica (GH), geração fixa (GF) formada pela soma da geração nuclear, de pequenas usinas, importação e térmicas inflexíveis, geração fixa adicionada da geração térmica adicional (GTad) e da geração térmica adicional máxima disponível (GTadmax). No primeiro caso, não ocorreria déficit, porém seria necessário o despacho da maior parte da capacidade adicional de geração térmica disponível: acima de 80% da GTadmax. No segundo caso, mesmo com despacho total da capacidade térmica disponível, haveria um déficit médio de 9,6% da demanda no horizonte de quatro anos. Um terceiro cenário foi avaliado considerando o armazenamento nos reservatórios não tão baixos, como no início de abril de 2015, mas como se estivessem com níveis normais para a época: ainda assim haveria déficit, apenas em menor intensidade, média de 6,6% da demanda no horizonte de quatro anos. Qualquer atraso na expansão do sistema, ou crescimento da demanda acima do previsto, implicaria déficits ainda maiores em cenários hidrológicos mais secos, ou, em cenários hidrológicos mais favoráveis, a permanência de custos muito elevados de operação do sistema bem como a demora na recuperação dos níveis normais de armazenamento também causariam déficits. Por outro lado, uma redução da ordem de 10% na demanda evitaria o déficit em cenários secos como os avaliados e para cenários mais favoráveis permitiria um retorno bem mais rápido dos custos normais de operação do sistema e menor tempo na recuperação dos níveis normais de armazenamento. Conclusões A análise do histórico da operação no SIN nos últimos 15 anos mostrou uma redução rápida da participação hidrelétrica de um patamar médio de 91% para apenas 76% da geração de energia no país nos últimos dois anos e meio, elevação enorme e permanente nos custos marginais da operação de menos de R$ 100/MWh para mais de R$ 1.000/MWh, acumulando um custo da geração térmica adicional no período que já ultrapassa dezenas de bilhões de reais. Ao mesmo tempo, os reservatórios na maior parte do país foram deplecionados, atingindo níveis extremamente baixos, significativamente inferiores aos que estavam disponíveis no início do racionamento em 2001, comprometendo a produtividade na geração de energia e a segurança para o suprimento futuro. A seca histórica, especialmente nos últimos dois anos, teve uma contribuição importante para o quadro, mas são evidentes também o atraso na expansão do sistema e a ausência de medidas efetivas de gestão da demanda. Considerar individualmente as usinas e reservatórios no planejamento da operação e as não linearidades nas relações entre importantes variáveis envolvidas pode contribuir com maior eficiência nos processos de tomada de decisão. Um benefício esperado seria aproveitar melhor a distribuição do armazenamento entre os múltiplos reservatórios do sistema, com ganho de produtividade no conjunto e minimização das perdas por vertimento. A perda da capacidade relativa de regularização com o predomínio de usinas a fio d água na expansão, tanto observada nos últimos anos como esperada para os próximos, aumenta ainda mais a necessidade de operar de maneira otimizada os reservatórios existentes. A redução da capacidade relativa de regularização também aumenta o efeito da incerteza e da sazonalidade hidrológica na produção de energia, exigindo maior capacidade instalada do sistema complementar térmico. A seca recorde, a não estacionariedade das vazões e os conflitos com múltiplos usos da água também levam a questionar a maneira como são tratadas as vazões mínimas, o atendimento a usos consuntivos, os volumes de espera para controle de cheias e outras restrições operativas. Como reavaliar ou considerar tais usos de maneira explícita no planejamento da operação sem criar restrições fixas e impossíveis de atender em cenários menos favoráveis? Finalmente, os exemplos apresentados da otimização da operação do SIN no horizonte de quatro anos a partir de abril de 2015 mostram a grande vulnerabilidade atual do sistema, tanto com a manutenção de custos extremamente elevados de despacho da geração térmica adicional como no risco de déficit para cenários hidrológicos mais secos. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

408 Dossiê Energia elétrica BibliogRAfia ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica Disponível em: aneel.gov.br. CEPEL. Projeto Newave: Modelo Estratégico de Geração Hidrotérmica a Subsistemas Equivalentes Manual do Usuário Versão Rio de Janeiro, FALCETTA, F. A. M.; ZAMBON, R. C.; YEH, W. W.-G. Evolution of Storage Capacity in the Brazilian Hydropower System, in World Environmental and Water Resources Congress 2014, American Society of Civil Engineers, Reston, VA, 2014, pp MENDES, L. A. et al. Trade-Off Analysis Among Multiple Water Uses in a Hydropower System: Case of São Francisco River Basin, Brazil, in Journal of Water Resources Planning and Management, ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico. RE 3/039/2011 Inventário das Restrições Operativas Hidráulicas dos Aproveitamentos Hidrelétricos. Rio de Janeiro, ONS, Relatório Executivo de Prevenção de Cheias Ciclo 2013/2014. Rio de Janeiro, ZAMBON, R. C. et al. Flood Control and Energy Production on the Brazilian Hydrothermal System, in REGA Revista de Gestão de Águas da América Latina, 11(1), 2014, pp ZAMBON, R. C. et al. Optimization of Large-Scale Hydrothermal System Operation, in Journal of Water Resources Planning and Management, 138(2), 2012, pp REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

409 A gênese e a permanência da crise do setor elétrico no Brasil Ildo Luís Sauer

410 Dossiê Energia Justiça brasileira elétrica RESUMO Este trabalho faz uma revisão das causas e consequências da crise do setor elétrico do Brasil a partir da reforma mercantil introduzida pelo governo FHC, do ajuste promovido pelo governo Lula em 2004 e da tentativa fracassada do governo Rousseff de Os custos decorrentes da ausência de planejamento eficaz, de critérios eficientes para contratação da expansão e das deficiências na representação das usinas para a operação conduziram à trajetória de explosão tarifária, ausência de confiabilidade na garantia do suprimento de energia, destruição de patrimônio público e empréstimos a serem pagos pelos consumidores no futuro. A conclusão principal consiste na necessidade de revisão profunda do modelo de organização, gestão, planejamento, operação e manutenção do sistema elétrico brasileiro. Palavras-chave: crise do setor elétrico; custos; planejamento; usinas hidrelétricas. ABSTRACT This paper reviews the causes and consequences of the crisis for the electricity sector in Brazil from the market reform introduced by the government FHC, the adjustment promoted by the Lula government in 2004, and the failed attempt by the government Rousseff The costs arising from the lack of effective planning and of efficient criteria for contracting expansion of capacity, the deficiencies in the representation of plants for the operation led to a path of skyrocketing tariffs, mistrust in the capacity of ensuring energy supply, public property destruction, and loans to be paid by consumers in the future. The main conclusion is that we need a deep review of the organizational structure, management, planning, operation and maintenance of the Brazilian electric system. Keywords: electrical sector crisis; costs; planning; hydroelectric plants. ble development; energy policy; regulatory market rules; power plants retrofit. 146 REVISTA USP São Paulo n. n p. p março/abril/maio janeiro/fevereiro/março

411 Entre as causas que conduziram ao racionamento de energia elétrica decretado em 2001 estava a incapacidade de garantir os investimentos na expansão da capacidade de geração, conduzindo a uma progressiva deterioração da confiabilidade. A defasagem entre o aumento do consumo e a capacidade instalada ampliou os riscos, criando a dependência do comportamento da hidrologia com aportes favoráveis. A avaliação comparativa da Figura 1 capacidade instalada x consumo (1980 a 2000) com a Figura 2 nível dos reservatórios do Sudeste (1991 a 2002) indica a defasagem entre oferta e demanda e a deterioração sequencial do nível dos principais reservatórios do país. Embora a hidrologia tenha se comportado dentro dos parâmetros previsíveis, com anos acima e abaixo da média, o sistema entrou em colapso. Um dos fatores que dificultaram a expansão da capacidade de geração e de transmissão em patamares requeridos para manter a confiabilidade foi a insegurança da garantia de remuneração, pois o anúncio de novos projetos de geração fazia os preços previstos no mercado competitivo do então novo modelo baixarem, tornando os projetos inviáveis. A noção de o preço competitivo no mercado de MWh estar vinculado não a fatores de produção, como capital, trabalho, tecnologia, gestão, mas à aleatoriedade do comportamento da hidrologia, revelou a inviabilidade da estrutura competitiva nessas bases. A competição no mercado de MWh, com base no custo marginal de curto prazo, fortemente afetado pela hidrologia, revelou-se inviável num sistema com fortes características de monopólio natural, em que a cooperação constitui um fator superior à competição para buscar a operação e expansão otimizadas. Nessas condições, o modelo mercantil de coordenação do setor introduzido no governo FCH colapsou em razão de contradições intrínsecas, e sua reforma requeria que os custos marginais de longo prazo isto é, incluindo os custos fixos de amortização e remuneração do capital e de operação e manutenção das instalações, além dos custos variáveis, incluindo combustíveis, e operação e manutenção fossem considerados nos critérios de contratação da expansão da oferta de geração, algo semelhante ao que já vinha sendo praticado, através da receita assegurada para a expansão da capacidade de transmissão. Propôs-se, assim, como um dos pilares da proposta alternativa, em 2002, da noção de competição pelo mercado: os vencedores dos certames construiriam as instalações e teriam receita assegurada para amortização dos custos fixos em prazo compatível com a natureza dos projetos hidráulicos, térmicos ou de fontes alternativas, além da restituição dos custos variáveis vinculados à operação das usinas (Sauer, 2003). A proposta do governo eleito em 2002 estabelecia profundas mudanças na estrutura de organização e gestão do setor elétrico como resposta ao ILDO LUÍS SAUER é professor do Programa de Pós-Graduação em Energia do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo. REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

412 Dossiê Energia elétrica figura 1 CAPACIDADE INSTALADA X CONSUMO (1980 A 2000) Pot. instalada (MW) Geração (GWh) Base 1990 = Período % Cap. instalada % Consumo ,8 5, ,3 4,1 Fonte: Sauer, 2003 figura 2 NÍVEL DOS RESERVATÓRIOS DO SUDESTE (1991 A 2002) O Sudeste representa 68% da capacidade de armazenamento de água do Brasil 10 Fonte: Sauer, 2003 jul jul jul jul jul jul jul jul jul jul jul Em % 1991 jan 1992 jan 1993 jan 1994 jan 1995 jan 1996 jan 1997 jan 1998 jan 1999 jan 2000 jan 2001 jan 2002 jan racionamento de 2001: planejamento, com a caracterização de todos os recursos para expansão da produção e de racionalização do uso da energia, segundo atributos técnicos, econômicos, ambientais e sociais. O portfólio seria desenvolvido seguindo a ordem de mérito, com contratos de longo prazo, compatíveis com o investimento, substituindo o mercado spot, em que o preço era formado a partir de fatores aleatórios, especialmente a hidrologia, e não por fatores de produção, como capital, insumos, tecnologia, gestão e trabalho. Dentre outros, a proposta de governo Lula de 2002 destacava os seguintes pontos: [ ] O novo governo trabalhará com um planejamento energético integrado, de maneira a viabilizar novas dinâmicas para os setores de hidroeletricidade, petróleo e gás natural, carvão, de geração 148 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

413 nuclear, fontes alternativas (eólica, solar e biomassa), de eficiência energética e cogeração e geração distribuída [ ]. No nosso governo, as bases de sustentação dessa atividade não serão entregues apenas às forças do mercado nem a uma visão tecnocrática e autoritária, centralizadora [ ]. A retomada do sistema de tarifas pelo custo do serviço, posto que tal medida reduz as incertezas e os riscos para produtores e consumidores [...]. Para evitar aumentos elevados das tarifas, serão prorrogados os contratos iniciais entre geradoras e distribuidoras, revogando-se na prática a abertura do mercado prevista para 2003 [ ]. Será criado um novo modelo de gestão, que contemple o desenvolvimento organizacional e administrativo das empresas federais [ ] subordinando-as ao controle pela sociedade. Haverá obrigatoriedade de estabelecer [ ] contratos de gestão que assegurem administração transparente, realizada por profissionais competentes, definindo papéis e fixando prazos e metas, especialmente no que concerne à implementação dos planos setoriais de investimento, isoladamente ou em parceria com a iniciativa privada. OS PRECOCES SINAIS DA PERMANÊNCIA DOS PROBLEMAS SETORIAIS A metamorfose entre o plano de governo e a tímida reforma baixada em 2004 foi justificada pela ministra de Minas e Energia como sendo a construção da regulamentação por processo participativo, medidas negociadas, acordos entre os agentes, arbitragem do Governo. Empresas estatais, consumidores, organizações sociais e especialistas independentes foram excluídos. As barganhas do modelo se tornaram palco de acertos com base de apoio político e econômico do governo. A origem da crise continuada do setor é fruto desse processo e do abandono da proposta de Em síntese, o cerne do problema é, de um lado, a disputa pela apropriação de excedente econômico, produzido em segmentos da cadeia de valor do setor elétrico, em favor desses grupos econômicos e em detrimento dos consumidores e do poder público, e, de outro lado, por incompetência ou ingerência política, a existência de equívocos de planejamento, má gestão e opção por estratégias de expansão inadequadas e com custos muito superiores aos necessários, onerando a sociedade. Essa disputa se afirmou de diferentes maneiras: captura de energia abaixo dos custos de produção pelo ambiente de contratação livre (ACL), beneficiando grandes consumidores livres e agentes comercializadores, em detrimento dos consumidores cativos do ambiente de contratação regulada (ACR); legitimação da venda de energia abaixo dos custos de geração pela criação do preço de liquidação de diferenças (PLD) destituído de bases conceituais no campo da teoria econômica e do direito; descumprimento da obrigação governamental de organizar os certames para que toda a demanda do ACR fosse atendida, logo após o vencimento dos contratos de transição feitos em 2004, com duração de oito anos, submetendo, nesse caso, os consumidores cativos a PLD extorsivo e dando origem a enriquecimento sem causa para geradores, que se beneficiaram dessas lacunas regulatórias vendendo energia por preços até oito vezes superiores ao custo; leilões dirigidos favorecendo segmentos como o das usinas térmicas, legitimados por cálculos de índice de custo beneficio (ICB), utilizado para comparação entre as diversas fontes de geração e desvirtuado por não representar a efetiva participação de cada fonte na geração futura, dessa forma, reduzindo a previsão de geração térmica e, assim, de seus elevados custos variáveis, especialmente dos combustíveis. Nesse caso, um benefício menor para os vencedores dos leilões, em razão da expansão por fonte inadequada para o sistema, conduziu a enormes prejuízos sociais. Assim, a sucumbência a interesses setoriais levou a perdas elevadas decorrentes da gestão ineficiente. O PLD: a cavalariça de transferências econômicas num contexto de capacidade excedente O PLD e a função que lhe foi dada na reforma de 2004 causaram metamorfose e ampliação do preço do mercado atacadista de energia REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

414 Dossiê Energia elétrica (PMAE), preço spot, de ajuste de diferenças, do modelo mercantil de FHC. Um dos fatos mais controversos da gestão do sistema elétrico está vinculado ao uso do PLD em dois períodos distintos: entre 2003 e 2009, quando havia folga na capacidade de geração, o PLD, em geral baixo, favoreceu os grandes consumidores livres e comercializadores; no período de aperto entre oferta e demanda, após 2012, serviu para legitimar o ônus imposto aos consumidores cativos, expostos ao PLD elevado em razão da incúria do governo em promover a plena contratação da demanda do mercado regulado. O Decreto n o 5.177, de 12 de agosto de 2004, definiu em seu art. 2 o que a CCEE terá, dentre outras, as seguintes atribuições: V apurar o Preço de Liquidação de Diferenças PLD do mercado de curto prazo por submercado. Por outro lado, o Decreto n o 5.163, de 30 de julho de 2004, em seu art. 57 definiu que a contabilização e a liquidação mensal no mercado de curto prazo serão realizadas com base no PLD. O decreto também definiu que o valor máximo do PLD, a ser estabelecido pela Aneel, será calculado levando em conta os custos variáveis de operação dos empreendimentos termelétricos disponíveis para o despacho centralizado, e que o valor mínimo do PLD, a ser estabelecido pela Aneel, será calculado levando em conta os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas, bem como os relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e royalties. Trata-se de uma ornitorrinco econômico: um preço spot de ajuste especulativo calculado por um programa, sem arbitragem dos agentes, que se limitam a fazer apostas nesse cassino onde quem joga os dados é São Pedro, esperando pelo resultado da máquina de jogo. A amplitude da aplicação do PLD para precificação de grandes blocos de energia descontratada, em conjunto com a definição, pela Aneel, de forma arbitrária do valor mínimo e do valor máximo, tem sido a cavalariça de enorme transferência econômica em benefício de grandes consumidores livres e comercializadoras, em detrimento de consumidores cativos do mercado regulado e, principalmente, das geradoras estatais. No período de excedente de capacidade de geração, entre 2003 e 2009, o PLD baixo beneficiou os grandes consumidores descontratados ou detentores de contratos de opção de compra de energia, cujo exercício se dava no início do mês posterior ao consumo. No período seguinte, especialmente após 2012, venceram os contratos iniciais de energia existente ( energia velha ) firmados em 2004, com duração de oito anos, entre as geradoras e as distribuidoras responsáveis pelo atendimento dos consumidores cativos do ACR. O governo, sabedor desde então do vencimento em 2012, não viabilizou a recontratação da energia e expôs as distribuidoras e os consumidores cativos ao PLD máximo, que se situava em patamar elevado pela falta de capacidade de geração para atender à demanda com equilíbrio e pela tipologia das usinas contratadas nos leilões de expansão da oferta, com custos variáveis muito acima do custo marginal de expansão, em razão do falseamento dos parâmetros para o cálculo do índice custo benefício que definiu as fontes vencedoras. Os consumidores livres, sabendo do aperto entre demanda e oferta, buscaram a plena contratação da carga demandada. Já os cativos, em razão da incúria do governo, ficaram expostos ao PLD máximo, promovendo uma transferência econômica dos consumidores às geradoras, verdadeiro enriquecimento sem causa, pois em períodos a energia era liquidada por mais de oito vezes o custo efetivo de produção. Em fevereiro de 2003 a ministra anunciava que o setor elétrico estava em crise por causa das sobras de energia que estariam entre e 7 mil MW (De Oliveira, 2003) em razão da queda da demanda resultante do racionamento decretado em 2001 e mantido até fevereiro de Mesmo assim, o governo manteve a descontratação da energia existente à razão de 25% ao ano, iniciativa do governo FHC para instaurar o modelo mercantil. O elevado estoque de energia descontratada, sendo liquidada no mercado atacadista a preços do custo marginal de curto prazo, criou o incentivo à migração dos grandes consumidores do mercado regulado para o mercado livre, tornando-se consumidores livres. As previsões indicavam que oferta e demanda somente voltariam a se equilibrar em 2008, conforme indica a Figura 3, apresentando 150 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

415 o balanço de oferta (parcialmente inexistente) e demanda, constituindo um incentivo ao rápido crescimento do mercado livre em razão com a previsão de garantia de oferta com PLD baixo. A Figura 4 apresenta a evolução efetiva do PLD 2003 a 2009, confirmando as previsões feitas, exceto para breve período no final do ano de 2007 e início de figura 3 BALANÇO DE OFERTA (PARCIALMENTE INEXISTENTE) E DEMANDA INCENTIVO AO MERCADO LIVRE: GARANTIA DE OFERTA COM PLD BAIXO Geração x mercado MW med Geração prevista com as usinas atualmente em construção excedente Disponibilidade de geração Mercado jan/04 mai/04 set/04 jan/05 mai/05 set/05 jan/ 06 mai/06 set/06 jan/07 mai/07 set/07 jan/08 mai/08 set/08 jan/09 mai/09 set/09 jan/10 Próximo leilão de novas usinas para evitar redução da segurança Fonte: Kousseff, 2004 figura 4 EVOLUÇÃO DO PLD (2003 A 2009) INCENTIVO AO CRESCIMENTO DO MERCADO LIVRE mai/03 ago/03 nov/03 fev/04 mai/04 ago/04 nov/04 SE/CO S NE N Fonte: CCEE, agosto de 2009 fev/05 mai/05 ago/05 nov/05 fev/06 PLD (R$/MWh) 2003 a 2009 mai/06 ago/06 nov/06 fev/07 mai/07 ago/07 nov/07 fev/08 mai/08 ago/08 nov/08 fev/09 mai/ REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

416 Dossiê Energia elétrica A Figura 5 apresenta a evolução do mercado de clientes livres e do preço de curto prazo. Embora parte da energia computada não tivesse condições reais de produção, como as térmicas de Cuiabá (400 MW) e de Uruguaiana (600 MW), ambas sem contrato de suprimento assegurado de gás natural pela Bolívia e Argentina, respectivamente, os 2 mil MW elétricos importados sem disponibilidade de entrega devido à ausência de capacidade de geração da Argentina, além de usinas térmicas sem suprimento de gás natural pela Petrobras, em razão da falta do gasoduto Campinas-Rio para usinas do Rio de Janeiro e da queda de produção e falta de gasodutos no Nordeste, mas as usinas eram computadas como disponíveis nos decks de dados das usinas do Operador Nacional do Sistema (ons), fazendo com que o custo marginal de operação (Cmo) ficasse no limite mínimo. Porém, conforme demonstra a Figura 6, mesmo com a revisão da previsão da evolução de oferta e demanda, com a retirada de fontes sem condição de suprimento, o incentivo para captura de energia abaixo do custo médio de produção aos consumidores livres permanecia até 2007, isso na hipótese de a demanda crescer como previsto, que na verdade foi menor, prolongando a bonança para os livres. O resultado desse período de bonança está ilustrado nas figuras 7 e 8. A Figura 7 apresenta a evolução dos preços no mercado livre, para o período de 2003 a 2006, com preços de contrato para clientes finais em R$/MWh, em comparação com as tarifas no mercado cativo regulado para clientes da classe A2 (alta tensão), que representa o custo efetivo da energia para aquela classe de tensão, calculado pela Aneel, de R$ figura 5 EVOLUÇÃO DO MERCADO DE CLIENTES LIVRES E DO PREÇO DE CURTO PRAZO Evolução da indústria de energia elétrica pós-racionamento n 0 de clientes Evolução do mercado de clientes livres Taxa de crescimento n 0 de clientes 880% 145% 142% 72% 19% energia 500% 100% 150% 36% 7% n 0 de clientes energia jan/02 (MW médio) mai/02 set/02 jan/03 mai/03 set/03 jan/04 (R$/MWh) mai/04 set/04 jan/05 mai/05 set/05 jan/06 mai/06 set/ Evolução do preço de curto prazo Preço MAE PLD 0 jan/02 mai/02 set/02 jan/03 mai/03 set/03 jan/04 mai/04 set/04 jan/05 mai/05 set/05 jan/06 mai/06 set/06 Fonte: Zanfelice, REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

417 figura 6 REVISÃO DA PREVISÃO DA EVOLUÇÃO De OFERTA E DEMANDA, COM A RETIRADA DE FONTES SEM CONDIÇÃO DE SUPRIMENTO Contrato de curto prazo x longo prazo MW médio MW médio Mês a mês avaliando o balanço oferta x demanda para o ano de % En. assegurada % Carga (158) (68) (154) (500) jan/03 mar/03 mai/03 jul/03 set/03 nov/03 jan/04 mar/04 mai/04 jul/04 set/04 nov/04 jan/05 mar/05 mai/05 jul/05 set/05 nov/05 jan/06 mar/06 mai/06 jul/06 set/06 nov/06 jan/07 mar/07 mai/07 jul/07 (60) Baseado nas informações do Programa Mensal de Operação PMO ONS Redução Garabi e Uruguaiana Redução Proinfa 07 Restrição de gás UTE NE TC Gás Fonte: Zanfelice, /MWh. Para o ano de 2005 há a indicação de economia de R$ 2,6 bilhões para os cerca de 600 consumidores livres que consumiram cerca de 10 mil MW médios. O que não está explicitado, mas pode ser inferido, é que essa energia foi comprada pelo PLD de cerca de R$ 18/MWh pelos comercializadores das geradoras descontratadas, majoritariamente estatais, com um ganho para os comercializadores da ordem de R$ 2,4 bilhões, resultando numa transferência de valor, somente em 2005, das geradoras públicas para comercializadores e consumidores livres, de cerca de R$ 5 bilhões. Os dados da Figura 7 permitem também estimar que, nos anos precedentes a 2005, a transferência econômica das geradoras para o mercado livre, por geração de energia precificada abaixo do custo, foi, respectivamente, em 2004 e 2003, da ordem de R$ 3,7 bilhões e R$ 1,5 bilhão. A estimativa para 2006 era de cerca de R$ 2,5 bilhões, em razão da subida do PLD. Os números exatos não são publicados pela Câmara de Comercialização de Energia (CCE), que considera esses dados informação privativa dos agentes. De qualquer forma, estima-se que a transferência econômica entre 2003 e 2010 tenha se situado entre R$ 12 bilhões e R$ 15 bilhões. A Figura 8 indica que a expectativa de evolução dos preços no mercado livre, em 2006, era de que somente a partir de 2010 a enorme vantagem concedida aos consumidores livres e às comercializadoras às custas das geradoras estatais deixaria de existir. A pergunta é: por que o ônus das geradoras, se fosse legal e suportável, foi transformado em benefício desses agentes e não dos consumidores cativos do mercado regulado? REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

418 Dossiê Energia elétrica figura 7 EVOLUÇÃO DOS PREÇOS NO MERCADO LIVRE EM COMPARAÇÃO COM OS PREÇOS no MERCADO CATIVO REGULADO PARA CLIENTES DA CLASSE A2 (ALTA TENSÃO) Preço de contrato para clientes finais (R$/MWh) Preço A2 contrato de 1 ano apenas commodity Desconto Referência: % % 35% 44% Mercado livre 71 14% 61 Mercado cativo A2: Clientes 138 KV Economia de ~ R$ 2,6 bilhões em 2005 Fonte: CPFL. Abrace/Enase, julho de Dados elaborados com informações da Câmara de Comercialização de Energia CCEE figura 8 EXPECTATIVA DE EVOLUÇÃO DOS PREÇOS NO MERCADO LIVRE Preço de contrato para clientes finais (R$/MWh) Preço A2 contrato de 1 ano apenas commodity % 8% 11% A2: Clientes 138 KV Desconto % 18% 12% 5% Referência: 2006 Mercado livre Mercado cativo Fonte: CPFL. Abrace/Enase, julho de Dados elaborados com informações da Câmara de Comercialização de Energia CCEE A manutenção dos benefícios aos energo-intensivos Paradoxalmente, o governo também decidiu manter benefício para uma classe especial de consumidores livres, em detrimento do equilíbrio econômico e financeiro da Eletronorte. Os consumidores energo-intensivos detinham contratos favorecidos com a Eletronorte para a produção de alumínio, assinados em 1984, com duração de 20 anos, com preços abaixo do custo de geração, cujo encerramento era aguardado visando à busca de equilíbrio econômico-financeiro. Todavia, o ambiente de queda de demanda serviu de justificativa para que o governo orientasse a renovação mesmo a preços abaixo dos custos. Segundo a Vale do Rio Doce (2004): 154 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

419 [ ] O preço base de compra é R$ 53 por megawatt hora (MWh), corrigido pela variação anual do índice geral de preços de mercado, IGPM, computado pela Fundação Getúlio Vargas. Em adição ao preço básico, o vendedor terá direito à participação em parte do preço que exceder o nível de US$ por tonelada de alumínio primário registrado na London Metal Exchange (lme). Segundo o jornal Valor Econômico de 5/5/2004, também a Albras anunciou a pré-compra de energia elétrica no valor de R$ 1,2 bilhão: [ ] A proposta vencedora é de um contrato anual de US$ 173 milhões de compra de energia, valor duas vezes maior que o contrato antigo, de US$ 80 milhões anuais (preço base, sem considerar bônus pelo aumento do preço do alumínio). Esses números foram citados por fonte da Eletronorte, que afirma que o preço médio do MWh fornecido à Albras subiu de US$ 13 para US$ 27,2, em média. Para pagar o seu custo de produção e amortizar financiamentos, a Eletronorte diz que teria de cobrar US$ 70/ MWh [ ] A Albras, no entanto, contesta a informação e diz que o preço obtido no leilão foi de R$ 53 (preço base), o que significa US$ 18 em média, mais um bônus quando o preço do alumínio superar US$ Portanto, no período de transição de implantação do novo modelo do setor elétrico o governo promoveu uma alocação assimétrica do valor gerado pelo setor elétrico: favoreceu os grandes consumidores e as comercializadoras enquanto manteve o ônus do seguro-apagão para os consumidores do mercado cativo e, principalmente, impôs pesado encargo às geradoras estatais, descapitalizando-as ao deixá-las descontratadas e expostas ao PLD, que mal permitia recuperar os custos de operação e manutenção. A manutenção do seguro-apagão Mesmo tendo anunciado que havia sobra de capacidade de geração, o governo decidiu, sob a justificativa de mitigar problemas hidrológicos que não permitiriam cumprir os contratos de fornecimento para o Nordeste, manter o arranjo do governo FHC, que, após o racionamento ser encerrado, em fevereiro de 2002, promoveu a contratação de capacidade emergencial de geração, criando a Companhia Brasileira de Energia Emergencial (CBEE). A invés de se valer das cláusulas contratuais que lhe permitiam indenizar os geradores pelo investimento realizado e assumir as instalações, o governo decidiu pela manutenção dos contratos de energia emergencial, cumpridos até 2006, impondo aos consumidores um ônus de R$ 6,2 bilhões, através do encargo de capacidade emergencial (ECE), ou seguro-apagão, criado, pelos MW disponibilizados por três anos, por 48 usinas, com investimento inferior a 2 bilhões de reais. Entabela 1 USINAS EMERGENCIAIS QUE FORAM RECONTRATADAS COMO ENERGIA NOVA USINA RECONTRATAÇÃO Aruanã Energia/Xavante Aruanã 1 0 leilão de energia nova - 16/12/2005 Engebra/Daia 1 0 leilão de energia nova - 16/12/2006 Enguia Gen-BA/Vários 1 0 leilão de energia nova - 16/12/2007 PIE-RP Termelétrica/Cocal 1 0 leilão de energia nova - 16/12/2008 PIE-RP Termelétrica/PIE-RP 1 0 leilão de energia nova - 16/12/2009 Cia. Petrolina/Petrolina 2 0 leilão de energia nova - 29/6/2006 TEP/Potiguar 2 0 leilão de energia nova - 29/6/2006 UTE Bahia 1/Bahia leilão de energia nova - 29/6/2007 Termocabo/Termocabo 4 0 leilão de energia nova - 26/7/2007 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

420 Dossiê Energia elétrica cerrados os contratos em 22 de dezembro de 2006, parte dessas usinas foi recontratada nos leilões de energia nova, conforme consta da Tabela 1. O RECONHECIMENTO DO FRACASSO DO NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO EM 2012 Sem realizar o dever de casa de organizar o portfólio de recursos para otimizar a expansão, quando se esgotou o estoque de capacidade ociosa decorrente do racionamento, nos leilões de expansão, a partir de 2005, prevaleceram termelétricas a carvão e óleo, caras e poluentes. Com as críticas, o governo lançou mão de projetos herdados, como as usinas do Rio Madeira (FHC) e Belo Monte, revisão de proposta dos militares. A explosão tarifária e a falta de confiabilidade do setor elétrico resultam de: escolhas equivocadas para promover a expansão da oferta, sem respeitar a sequência de mérito; insuficiente capacidade instalada de usinas hídricas e eólicas, exigindo a operação térmica muito acima do ótimo; critérios e modelo de operação deficientes; alocação de garantia física sem contrapartida na capacidade de geração real de muitas usinas; representação inadequada e deficiente de parâmetros das usinas, dos reservatórios e da hidrologia; criação de custos de transação e de riscos que poderiam ser evitados, especialmente nos contratos de suprimento de combustível; privilégios para os grandes consumidores, com alocação assimétrica de riscos e custos entre os ambientes regulado e o dito livre. A deficiente retomada do planejamento A prometida retomada do planejamento público demorou a ser iniciada, pois a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) foi criada tardiamente e, quando passou a operar, seus resultados revelaram profundas deficiências, decorrentes em parte do caráter meramente indicativo de seus planos e, complementarmente, dos parâmetros e métodos adotados. A Figura 9 indica a defasagem entre a taxa de crescimento do PIB real e a adotada pela EPE. figura 9 PROJEÇÕES DE CRESCIMENTO DO PIB SEGUNDO PLANO DECENAL DE EXPANSÃO X PIB REAL (%) REAL Fonte: PDEs da EPE. Elaboração de Sonia Seger Mercedes 156 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

421 A Figura 10 ilustra a projeção de carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) nos Planos Decenais de Expansão (PDE) em MW médios, todos acima da demanda efetivamente realizada e também da expansão realizada, que, mesmo com a demanda inferior à prevista, não tem sido capaz de atendê-la com confiabilidade e eficiência econômica. Esses fatos indicam a contradição entre planejamento da expansão e concretização da expansão viabilizada pela estrutura e funcionamento do novo modelo do setor elétrico, promulgado em A Figura 11, comparando a expansão real de 2014 e de 2015 com as previsões, revela a grande variabilidade, de um plano para outro, entre as figura 10 PROJEÇÃO DE CARGA DO SIN NOS PLANOS DECENAIS DE EXPANSÃO (MW MÉDIOS) PDE 2015 PDE 2016 PDE 2017 PDE 2019 PDE 2020 PDE 2021 PDE 2022 Fonte: PDEs da EPE. Elaboração de Sonia Seger Mercedes figura 11 CAPACIDADE INSTALADA PROJETADA PARA 2014 X CAPACIDADE INSTALADA REAL (MW) MW MW MW MW MW MW PDE PDE PDE PDE REAL 2015 REAL HIDRÁULICA GÁS BIOMASSA EÓLICA CARVÃO DIESEL NUCLEAR PCH ÓLEO Fonte: PDEs da EPE. Elaboração de Sonia Seger Mercedes REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

422 Dossiê Energia elétrica fontes (hidráulica, gás natural, biomassa, eólica, diesel, nuclear e carvão) planejadas para a expansão. A resposta do mercado nos leilões tampouco guarda relação com o planejado. As figuras 12 e 13 ilustram a variabilidade da participação prevista em cada plano para as fontes hidráulica e eólica. figura 12 PROJEÇÃO DA OFERTA HIDRÁULICA DO SIN NOS PLANOS DECENAIS DE EXPANSÃO (MW) PDE 2015 PDE 2016 PDE 2017 PDE 2019 PDE 2020 PDE 2021 PDE Fonte: PDEs da EPE. Elaboração de Sonia Seger Mercedes figura 13 PROJEÇÃO DA OFERTA EÓLICA do SIN NOS PLANOS DECENAIS DE EXPANSÃO (MW) PDE 2022 PDE 2021 PDE 2020 PDE 2019 PDE 2017 PDE 2016 PDE Fonte: PDEs da EPE. Elaboração de Sonia Seger Mercedes 158 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

423 A Tabela 2 apresenta uma síntese dos recursos potenciais para geração elétrica no Brasil sem considerar o crescente papel da mini e microgeração eólica e fotovoltaica embebidas na rede de distribuição e do potencial eólico offshore, não dimensionado. O aproveitamento de menos da metade desses potenciais permitirá dobrar o consumo per capita de 2,5 para 5 MWh anuais (padrão médio europeu) quando a população brasileira se estabilizar, em torno de 220 milhões, em 2040, segundo o IBGE, conforme demonstram as tabelas 3 e 4. As perspectivas de inserção da geração eólica no sistema hidrotérmico brasileiro foram avaliadas nessa referência, indicando que o potencial eólico pode ser desenvolvido com custo marginal de expansão da ordem de R$ 100 a R$ 150/MWh. Parte do potencial hidráulico também se situa nessa faixa de custos. Recursos energéticos, capacidade tecnológica, recursos humanos e capacidade de financiamento estão disponíveis no país, portanto sua utilização depende de planejamento, organização e gestão e não há justificativa para operar continuadamente toda a capacidade térmica instalada, especialmente as usinas que apresentam custo variável unitário (CVU) acima de R$ 200/MWh. tabela 2 RECURSOS PARA EXPANSÃO DA CAPACIDADE DE GERAÇÃO ELÉTRICA NO BRASIL Recurso Capacidade Eólico* Hídrico** Pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) Biomassa em cogeração Cogeração/geração distribuída com gás natural MW MW MW MW MW Urânio*** T U 3 O 8 Solar fotovoltaica Racionalização do uso Modernização de usinas antigas Imensa**** 10 a 15 % do consumo atual 1-3% da capacidade instalada * Potencial levantado pelo Atlas Eólico de 2001 para torres de 50 m de altura: MW; para torres de m, tecnologia atual, o potencial estimado dobra ** MW já desenvolvidos ou em construção *** Permite operar cerca de 40 reatores tipo Angra II (PWR), ou seja, MW, por 30 anos **** 400 GW, instalados em cerca de km 2, gerariam 550 TWh, consumo atual do Brasil tabela 3 GERAÇÃO POTENCIAL DE ENERGIA HIDRÁULICA E EÓLICA Capacidade (hidro e eólica) Potencial hídrico (MWh) Potencial eólico (MWh) Total (MWh) 243,6 GW e 143,5 GW ,6 GW e 300 GW Fonte: Chade Ricosti & Sauer (2013) REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

424 Dossiê Energia elétrica tabela 4 PREVISÃO DA DEMANDA EM 2040 PARA TRÊS CENÁRIOS: 2,5, 5 E 7,5 MWH PER CAPITA MWh per capita Demanda (MWh, 2040) 2, Fonte: Chade Ricosti & Sauer (2013) 7, As consequências da expansão insuficiente da oferta e com fontes inadequadas Em face da natureza, qualidade e quantidade dos recursos para aumentar a oferta, geram perplexidade a trajetória de expansão da capacidade instalada seguida desde 2003 e suas consequências para a confiabilidade do suprimento e para a eficiência econômica. Houve um grave erro na expansão da oferta: usinas do tipo errado e capacidade insuficiente. O governo organizou bilionários empréstimos de bancos, via Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (que não tem esse papel institucional), às distribuidoras, para serem quitados nos próximos anos pelos consumidores, numa transferência intertemporal de responsabilidades, sem respaldo na legislação. Não há justificativa conceitual para a enorme transferência de recursos, dando origem a enriquecimento sem causa para alguns, ameaça de bancarrota para outros, e extorsão financeira contra consumidores cativos, decorrentes do atual modelo de contratação e definição do preço de liquidação de diferenças, adaptado a partir do custo marginal de operação com teto e piso absolutamente arbitrários. Somente após um longo período de manutenção do PLD, em mais de R$ 822,83/ MWh, a Aneel resolveu reduzi-lo a cerca de R$ 388,48/MWh. A pergunta é: se podia, por que não o fez antes que o PLD elevado legitimasse a venda de grandes quantidades de energia que, para a maior parte das usinas geradoras, tinha um custo entre R$ 100 e R$ 240/MWh? Em qualquer regime econômico, os preços são formados a partir de custos dos fatores de produção, como capital, trabalho e gestão, e não a partir de fatores aleatórios, como a hidrologia, que periodicamente apresenta ciclos de abundância e escassez. Os preços, principais elementos orientadores e organizadores da economia e do sistema produtivo, não podem ser definidos a partir de um cassino onde a natureza joga os dados. A necessidade da operação continuada do parque térmico desde 2012 a custos exorbitantes e a já praticamente confirmada operação em 2015, e possivelmente em 2016, decorrem de erro de planejamento e da escolha errada do tipo de usinas: era necessário contratar a expansão de maior quantidade de usinas com combustível de menor custo (ao invés de óleo diesel e gás natural), como hidráulicas e especialmente eólicas, cujo combustível é gratuito. As térmicas de alto custo de combustível somente se justificam quando sua operação é necessária por períodos curtos em situação de hidrologia crítica. A consequência da escolha da tipologia das usinas no processo de contratação pelos leilões também gerou ônus desnecessário. Uma avaliação do impacto dessa trajetória de expansão foi realizada a partir dos próprios dados utilizados pelo ONS para planejamento da geração e despacho. As figuras 14, 15 e 16 apresentam as usinas térmicas despachadas em 2015 (até 30 de março), 2014 e 2013, com os custos variáveis unitários (CVU) de cada usina e energia gerada em MWh. 160 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

425 figura 14 MWh CVU USINAS (R$) X PRODUÇÃO ENERGIA TÉRMICA 2015 EM MWH UTE SOL C. ROCHA JARAQUI MANAUARA PONTA NEGRA TAMBAQUI ANGRA 2 ANGRA 1 CANDIOTA 3 PARNAÍBA IV TERMOPE CAMPO GRANDE BAIXADA FLU P. PECEM I PORTO ITAQUI P. PECEM II MARANHÃO V MARANHÃO IV P. MEDICI B FORTALEZA TRÊS LAGOAS TERMORIO DO ATLÂNTICO J. LACERDA C N. VENECIA 2 J. LACERDA B ELETROBOLT LINHARES CHARQUEADAS W. ARJONA JUIZ DE FORA CCBS J. LACERDA A1 TERMOCEARÁ S. JERÔNIMO FAFEN IBIRITERMO TERMOBAHIA APARECIDA ST. CRUZ 34 VALE DO AÇU NORTEFLU-4 FIGUEIRA TERMOMACAE F. GASPARIAN MAUÁ B3 PERNAMBU III MAUÁ B4 PIRAT. 12 G CUIABÁ G CC R. SILVEIRA ARAUCÁRIA ALEGRETE MARACANAU I TERMOCABO TERMONE TERMOPB GERAMAR II GERAMAR I VIANA SUAPE II T. NORTE 1 IGARAPÉ GLOBAL I GLOBAL II T. NORTE 2 CANOAS CAMAÇARI D/G URUGUAIANA PALMEIRAS GO NUTEPA DAIA CAMAÇARI MI CAMAÇARI PI GOIANIA II APARECIDA OC PETROLINA CARIOBA POTIGUAR III UTE BRASÍLIA TERMOMANAUS PAU FERRO I XAVANTES SomaDeTot Despacho MWh CVU - R$ R$ R$ R$ R$ 800 R$ 600 R$ 400 R$ 200 R$ 0 Fonte: elaboração de Alcantaro Lemes Rodrigues, com dados do Newave figura 15 MWh CVU USINAS (R$) X PRODUÇÃO ENERGIA TÉRMICA 2014 EM MWH R$ R$ R$ R$ 800 R$ 600 R$ 400 R$ 200 R$ 0 UTE SOL C. ROCHA PONTA NEGRA MANAUARA TAMBAQUI JARAQUI ANGRA 2 ANGRA 1 CANDIOTA 3 PARNAÍBA IV TERMOPE CAMPO GRANDE BAIXADA FLU P. PECEM I PORTO ITAQUI P. PECEM II MARANHÃO V MARANHÃO IV P. MEDICI B FORTALEZA TRÊS LAGOAS TERMORIO DO ATLÂNTICO J. LACERDA C N. VENECIA 2 J. LACERDA B ELETROBOLT LINHARES CHARQUEADAS W. ARJONA JUIZ DE FORA CCBS J. LACERDA A1 TERMOCEARÁ S. JERÔNIMO FAFEN IBIRITERMO TERMOBAHIA APARECIDA ST. CRUZ 34 VALE DO AÇU NORTEFLU-4 FIGUEIRA TERMOMACAE F. GASPARIAN MAUÁ B3 PERNAMBU III MAUÁ B4 PIRAT. 12 G CUIABÁ G CC R. SILVEIRA ARAUCÁRIA ALEGRETE MARACANAU I TERMOCABO TERMONE TERMOPB GERAMAR II GERAMAR I VIANA SUAPE II T. NORTE 1 IGARAPÉ GLOBAL II GLOBAL I T. NORTE 2 CANOAS CAMAÇARI D/G URUGUAIANA PALMEIRAS GO NUTEPA DAIA CAMAÇARI MI CAMAÇARI PI GOIANIA II APARECIDA OC PETROLINA CARIOBA POTIGUAR III POTIGUAR UTE BRASÍLIA TERMOMANAUS PAU FERRO I XAVANTES Tot Despacho MWh CVU - R$ Fonte: elaboração de Alcantaro Lemes Rodrigues, com dados do Newave figura 16 CVU USINAS (R$) X PRODUÇÃO ENERGIA TÉRMICA 2013 EM MWH MWh PONTA NEGRA MANAUARA C. ROCHA TAMBAQUI JARAQUI UTE SOL CUIABÁ G CC ANGRA 2 ANGRA 1 CANDIOTA 3 MARANHÃO IV MARANHÃO V TERMOPE CAMPO GRANDE FORTALEZA LINHARES P. PECEM I P. MEDICI B PORTO ITAQUI TRÊS LAGOAS DO ATLÂNTICO J. LACERDA C URUGUAIANA TERMORIO JUIZ DE FORA J. LACERDA B CHARQUEADAS ELETROBOLT FAFEN IBIRITERMO TERMOCEARÁ W. ARJONA TERMOBAHIA J. LACERDA A1 CCBS ARAUCÁRIA F. GASPARIAN S. JERÔNIMO VALE DO AÇU ST. CRUZ 34 TERMOMACAE FIGUEIRA APARECIDA B1 MAUÁ B3 PIRAT. 12 G MAUÁ B4 T. NORTE 2 CANOAS MARACANAU I TERMOCABO TERMONE TERMOPB GLOBAL I GLOBAL II GERAMAR I GERAMAR II VIANA ALEGRETE SUAPE II T. NORTE 1 DAIA IGARAPÉ GOIANIA II PALMEIRAS GO NUTEPA CAMAÇARI PI CAMAÇARI MI CAMAÇARI D/G PETROLINA XAVANTES CARIOBA POTIGUAR III POTIGUAR UTE BRASÍLIA TERMOMANAUS PAU FERRO I Tot Despacho MWh CVU - R$ R$ R$ R$ 800 R$ 600 R$ 400 R$ 200 R$ 0 Fonte: elaboração de Alcantaro Lemes Rodrigues, com dados do Newave REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

426 Dossiê Energia elétrica A mesma base de dados do Newave permitiu desenvolver uma estimativa da energia gerada e custo de geração das usinas térmicas com CVU abaixo e acima de R$ 200/MWh, de 2010 a março de 2015, apresentada na Figura 17. A Figura 18 apresenta uma estimativa da energia gerada (TWh) e custo de geração variável das usinas térmicas (R$ bilhões) com CVU abaixo e acima de R$ 200/MWh, por tipo de combustível, de 2008 a março de figura 17 ESTIMATIVA DA ENERGIA GERADA (TWH) E CUSTO DE GERAÇÃO VARIÁVEL DAS USINAS TÉRMICAS (R$ BILHÕES), DE 2010 A MARÇO DE 2015 TWh R$ 6,68 R$ 2,42 29 Produção energia térmica Brasil TWh x bilhões r$ cvu > R$ 200/mwh e cvu R$ 200/mwh 10 R$ 1,90 R$ 3,72 38 R$ 3,00 27 R$ 11,73 55 R$ 5,13 45 R$ 20,23 72 R$ 6,77 63 R$ 30, R$ 8,81 R$ 1, jan-mar/2015 TWh (<R$ 200) R$ bilhões (<R$ 200) TWh (>R$ 200) R$ bilhões (>R$ 200) Fonte: elaboração de Alcantaro Lemes Rodrigues, com dados do Newave figura 18 ESTIMATIVA DA ENERGIA GERADA (TWH) E CUSTO DE GERAÇÃO VARIÁVEL DAS USINAS TÉRMICAS (R$ BILHÕES), DE 2008 A MARÇO DE 2015 R$ 18 R$ 16 R$ 14 R$ 12 R$ 10 R$ 8 R$ 6 R$ 4 R$ 2 R$ 0 TWh CARVÃO DIESEL GÁS ÓLEO BIOMASSA CARVÃO GÁS GNL NUCLEAR RESÍDUOS I CVU > R$ 200/MWh CVU R$ 200/MWh CARVÃO DIESEL GÁS ÓLEO BIOMASSA CARVÃO GÁS GNL NUCLEAR RESÍDUOS I est est. CVU > R$ 200/MWh CVU R$ 200/MWh Fonte: elaboração de Alcantaro Lemes Rodrigues, com dados do Newave 162 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

427 A simulação de uma trajetória alternativa, disponível, não implantada pelo planejamento e gestão do governo A Tabela 5 apresenta a quantidade de energia térmica gerada por usinas com CVU acima de R$ 200/MWh, de 2008 a março de 2015, com estimativa para o ano de 2015, o respectivo custo variável total de geração, em bilhões de reais, ao lado de uma simulação da potência eólica (GW) capaz de substituir toda essa geração térmica obtida em cada ano, para fatores de capacidade (FC) de 40% e 45%. Apresenta também um programa incremental de potência eólica (GW) capaz de permitir tal substituição, que chegaria a 20 GW instalados em O investimento da implantação de 18 a 20 GW, entre 2008 e 2015, é estimado entre 72 e 80 bilhões de reais (R$ 4 milhões/mw) e teria permitido evitar a operação de todas as térmicas com CVU acima de R$ 200/MWh. A operação dessas térmicas e o CVU declarado tiveram custo estimado até 2014 de 76 bilhões com um custo adicional em 2015 de 35 bilhões, com a estimativa de um total de 111 bilhões, incluindo o previsto até o final de Caso a substituição não tivesse sido iniciada em 2008, poderia ter sido iniciada em 2012, quando as usinas térmicas passaram a ser operadas fora da ordem de mérito, conforme Tabela 6. Fonte: elaboração própria tabela 5 GERAÇÃO TÉRMICA COM CVU > R$ 200/MWH E SIMULAÇÃO DE SUBSTITUIÇÃO POR USINAS EÓLICAS, 2008 A 2015 Ano Energia Custo CVU gerada bilhões R$ FC 40% FC 45% ,71 1,65 1,34 1,20 1, ,23 1,56 1,21 1, ,59 6,68 5,02 4,46 3, ,74 3,72 2,78 2, ,48 11,73 7,84 6,97 2, ,89 20,23 12,81 11,39 4, ,37 30,81 18,08 16,07 5,27 Subtotal 76,39 Jan-mar/ ,49 8,81 4,99 4,44 Estimativa ,94 35,22 19,96 17,74 1,88 TOTAL 111,61 20 Fonte: elaboração própria tabela 6 Potência eólica TWh equivalente Programa incremental de eólicas (GW) GERAÇÃO TÉRMICA COM CVU > R$ 200/MWH E SIMULAÇÃO DE SUBSTITUIÇÃO POR USINAS EÓLICAS, 2012 A 2015 Energia gerada Custo CVU bilhões R$ Potência eólica TWh equivalente Programa incremental de eólicas (GW) Ano FC 40% FC 45% ,48 11,73 7,84 6,97 7, ,89 20,23 12,81 11,39 4, ,37 30,81 18,08 16,07 5,27 Subtotal 62,77 Jan-mar/ ,49 8,81 19,96 17,74 1,88 Estimativa ,94 35,22 19,96 17,74 TOTAL 97,99 20 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

428 Dossiê Energia elétrica O investimento da implantação de 18 a 20 GW, entre 2012 e 2015, é estimado entre 72 e 80 bilhões de reais (R$ 4 milhões/mw) e teria permitido evitar a operação de todas as térmicas com CVU acima de R$ 200/MWh. A operação dessas térmicas pelo CVU declarado teve custo estimado, até 2014, de 62,8 bilhões, com um custo adicional em 2015 de 35,2 bilhões, atingindo cerca de R$ 98 bilhões. A vida útil dessas usinas eólicas é estimada entre 30 e 40 anos. Portanto, somente os custos variáveis que poderiam ter sido evitados entre 2012 e 2015 teriam permitido custear todo o investimento do parque eólico capaz de substituir a geração térmica com CVU acima de R$ 200/MWh, cuja operação continuada não se justifica em face da existência de potencial eólico e de outros recursos cujo custo marginal de expansão situa-se entre R$ 100/MWh e R$ 200/MWh. Portanto, o planejamento equivocado e a licitação baseada em premissas falseadas da operação prevista para as usinas térmicas propiciaram a contração de parque térmico com CVU elevado, acima de R$ 200/MWh, conduzindo a um dispêndio de recursos da ordem de R$ 100 bilhões, que onera desnecessariamente os consumidores e a produtividade da economia do país. Trata-se de um dos grandes erros de gestão da história econômica do país. A Figura 19 apresenta a síntese dos resultados de cenários retroativos de simulação com o Programa Newave do custo marginal da operação (Cmo), que dá origem ao PLD, com inserção da eólica a partir de 2012: Cenário 1 15 GW, em 2012; Cenário 2 20 GW, em 2012; Cenário 3 20 GW incrementais, em , conforme programa incremental da Tabela 4. Essas simulações comprovam que a trajetória do sistema elétrico nacional poderia ter tido custos muito inferiores aos efetivamente ocorridos. A Figura 20 apresenta cenários retroativos da simulação de despacho térmico em decorrência da substituição por eólicas a partir de 2012: Cenário 1 15 GW, em 2012; Cenário 2 20 GW, em 2012; Cenário 3 20 GW incrementais, em , conforme programa incremental da Tabela 4. Os resultados dessa simulação indicam que a trajetória de despacho de usinas poderia ter tido impacto econômico muito menor caso usinas eólicas ou outras de custo marginal de expansão compatível tivessem sido implementadas a partir de 2012, com capacidade total de cerca de 20 GW, de forma a evitar a operação, fora da ordem de mérito, de usinas térmicas com CVU superior a R$ 200/MWh. figura 19 CENÁRIOS DE PREÇOS COM INSERÇÃO DA EÓLICA jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 R$/MWh dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 PLD PLD cenário 1 PLD cenário 2 PLD cenário 3 Cenário 1 15 GW, em 2012 Cenário 2 20 GW, em 2012 Cenário 3 20 GW incrementais, em , conforme programa incremental da Tabela 4 Fonte: simulação do Newave por Juliana Ferrari Chade 164 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

429 figura 20 DESPACHO TÉRMICO jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 MWm jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 Geração térmica verificada Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Cenário 1 15 GW, em 2012 Cenário 2 20 GW, em 2012 Cenário 3 20 GW incrementais, em , conforme programa incremental da Tabela 4 Fonte: simulação do Newave por Juliana Ferrari Chade As simulações das figuras 19 e 20 comprovam que outra trajetória, mais favorável ao país, poderia e deveria ter sido implementada. A explosão tarifária para o mercado regulado e a Medida Provisória 579 O reconhecimento do fracasso e da insuficiência da reforma de 2004 viria em 2012 com a MP 579, convertida em Lei n A Figura 21 mostra a evolução das tarifas do mercado regulado, segundo a Aneel. A MP tentou corrigir a trajetória de explosão tarifária, injustificável para um país que detém o melhor conjunto de recursos tecnológicos, humanos e naturais (hídricos, eólicos, cogeração com biomassa e gás natural, racionalização do uso, fotovoltaicas e microeólicas embebidas na rede de distribuição, entre outros). Além de não corrigir as deficiências, aprofundou a crise e ampliou os impasses. Ao invés de desmontar a máquina de aumentar custos embutida no modelo vigente, criou um sangria bilionária de recursos públicos (RGR, CDE, empréstimos junto ao sistema financeiro, aportes do Tesouro), apenas para manter uma inexequível promessa de reduzir tarifas. Transferiu dezenas de bilhões de reais da nação e queimou patrimônio público. Pela Constituição, as usinas com concessões vencidas pertencem à nação e não ao governo de plantão. Foram construídas pelas gerações passadas e deveriam beneficiar as futuras. O sistema Eletrobras, especialmente as subsidiárias Chesf e Furnas, patrimônio social, foram dilapidadas e esterilizadas financeira e tecnicamente. Entidades empresariais passaram a pressionar o governo para reduzir as tarifas mediante campanhas publicitárias agressivas. Adicionalmente, o contexto incluía o malogro de leilões, em 2012, para contratação da demanda das distribuidoras decorrente dos vencimentos dos contratos de energia existente, firmados em Como resposta e também em razão do quadro político-eleitoral que se avizinhava, o governo anunciou a redução média das tarifas em 20%. Baixou a MP 579 para antecipar o vencimento de concessões e criar um sistema de cotas, pelas quais a renovação das concessões estaria vincu- REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

430 Dossiê Energia elétrica figura 21 TARIFA MÉDIA POR CLASSE DE CONSUMO R$/MWH R$ 400 R$ 350 R$ 300 R$ 250 R$ 200 R$ 150 R$ 100 R$ 50 R$ 0 Fonte: Aneel Comercial, serviços e outras Industrial Residencial Serviço público (água, esgoto e saneamento) Iluminação pública Poder público Rural Brasil lada apenas à remuneração estimada dos custos de operação e manutenção, cerca de R$ 7 a R$ 11 por MWh, mais tributos e contribuições, para as concessões de geração vencidas ou com vencimento antecipado. A parcela não amortizada dos investimentos seria indenizada através do fundo de reserva global de reversão (RGR), que, desde sua instituição, havia acumulado cerca de R$ 38 bilhões, dos quais aproximadamente R$ 20 bilhões estavam em caixa. Das detentoras de usinas hidráulicas de grande porte, somente as geradoras vinculadas ao Grupo Eletrobras, comandado pelo governo, aceitaram as condições para o vencimento antecipado. Empresas independentes, como Cesp, Cemig e Copel, não aceitaram a antecipação e permaneceram com um estoque de energia descontratada, disponibilizada no mercado de curto prazo, ao PLD, cujas perspectivas indicavam patamar elevado em razão da estrutura da demanda e da tipologia da oferta, num contexto hidrológico incerto ou desfavorável. Dessa forma, cerca 15 mil dos 22 mil MW passaram ao novo regime regulatório de geração pelo custo de operação e manutenção. Críticas ao processo permanecem sem resposta: a) sobre o método de cálculo dessa tarifa de geração, pois tudo indica que ele é incapaz de garantir a adequada operação e manutenção dos ativos; b) titularidade das usinas com concessão vencida pertence à nação, e a sua geração de valor deveria ter finalidade estratégica de resgate das assimetrias sociais; c) o impacto sobre o sistema Eletrobras, principalmente na Chesf e em Furnas, seria devastador do ponto de vista técnico e financeiro; d) o impacto na redução das tarifas seria muito reduzido, pois essas usinas produzem cerca de 75 TWh, cerca de 13% do consumo do país, mas, como a geração responde por cerca de 25% dos custos da energia, a redução máxima estaria por volta de 4%. Essa redução está longe de resolver a explosão tarifária, que tem outras origens, como o conjunto de encargos e tributos, o conjunto de usinas de elevados custos fixos e variáveis contratados nas últimas duas décadas, principalmente de origem térmica, não obstante a existência de alternativas mais adequadas. Foram utilizados, entre 2013 e 2014, R$ 22 bilhões para pagar as indenizações, valores con- 166 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

431 siderados muito abaixo dos devidos, mas aceitos em razão da pressão do governo sobre as empresas federais. A Eletrobras divulgou avaliação reclamando R$ 15 bilhões adicionais (Valor Econômico, 1 0 /4/15). CUSTOS, ENTRE 2012 E 2015, DECORRENTES DA EXPANSÃO POR FONTE INADEQUADA E DA NÃO CONTRATAÇÃO PLENA DO MERCADO CATIVO E SUA PRECIFICAÇÃO PELO PLD ARBITRÁRIO, DESTITUÍDO DE BASE CONCEITUAL Nas seções anteriores foi sumarizada a tentativa, inviável, de reduzir tarifas sem alteração da estrutura de custos, com a consequente esterilização de patrimônio público, destruição de valor da energia gerada por usinas que reverteram ao poder público, e desconstrução da capacidade técnica e financeira de empresas do grupo Eletrobras. Também foi demonstrada a trajetória de custos elevados para o sistema elétrico em decorrência da operação continuada, desde 2012, da capacidade térmica instalada. Esses custos serão repassados ou aos consumidores ou ao Tesouro Nacional. Porém, além desses custos decorrentes dos erros de planejamento e gestão, outro ônus foi imposto aos consumidores cativos: as distribuidoras não lograram recontratar toda a energia dos contratos cujo vencimento estava previsto para 2012, desde A incúria do governo (EPE, Aneel e mme) fez com que parte da energia não fosse recontratada e assim as distribuidoras ficaram expostas ao PLD elevado, num momento de falta de capacidade de geração, hidrologia dentro da normalidade, porém abaixo da média, e despacho pleno de toda capacidade térmica instalada, incluindo usinas com CVU acima de R$ 1.000/MWh. Os consumidores cativos foram expostos a esse preço especulativo porque o governo não organizou os leilões de compra para atender à demanda resultante do fim dos contratos de energia velha firmados em 2004, com duração de oito anos. O governo tinha oito anos para cumprir a obrigação legal de organizar os leilões de contratação e não o fez! Com isso os ditos consumidores livres, que se beneficiaram, ao longo de vários anos a partir de 2003, de baixos preços do PLD, em razão de sobras de capacidade resultantes do racionamento de 2001, quando o quadro mudou tiveram a oportunidade de contratar sua demanda a preços normais, e o ônus decorrente da falta de capacidade adequada combinada com situação hidrológica crítica foi transferido para os consumidores cativos via distribuidoras parcialmente descontratadas, ao PLD especulativo. A quantificação precisa do ônus já incorrido e do ainda a incorrer em 2015 e provavelmente em 2016 ainda está por ser feita. Tampouco está clara a origem da composição do ônus: quanto se deve à operação continuada das usinas térmicas fora da ordem de mérito e quanto se deve à exposição ao PLD elevado em razão da falta de contratação de toda a demanda dos consumidores cativos das distribuidoras. Desde 2013, e com o fracasso das promessas feitas através da MP 579, o governo tem anunciado mecanismos para cobrir os custos excedentes: os créditos recebíveis de Itaipu até 2023, de cerca de US$ 23 bilhões do Tesouro, que seriam redirecionados à cobertura dos custos, opção abandonada em julho de 2023 (O Estado de S. Paulo, 22/7/13); outros aportes diretos do Tesouro Nacional, também posteriormente negados, em razão do déficit público; e uso do saldo da CDE (conta de desenvolvimento energético). Como as contribuições embutidas nas tarifas para a CDE foram abolidas, a cobertura deveria provir do Tesouro, o que também foi inviabilizado. Restou somente a utilização do saldo da CDE e o financiamento, sem consulta aos consumidores, via empréstimos do sistema financeiro, para pagamento futuro. O governo organizou empréstimos via Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para evitar a explosão ainda maior das tarifas em 2014, ano eleitoral, e assim deixar a conta para os próximos três anos. Afirma que, se não tivesse feito a artificial redução das tarifas via MP 579 e pelos empréstimos, a situação seria ainda pior. Isso não é verdade, e tudo decorre REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

432 Dossiê Energia elétrica de erros de planejamento, execução da expansão da capacidade de geração e de operação do parque instalado. Há duas questões jurídicas: a) a natureza jurídica da CCEE não contempla a função de agente financeiro; b) ocorre um problema de equilíbrio intertemporal, pois os consumidores que utilizaram a energia de custo elevado não serão os mesmos, pelo menos não no mesmo volume, que pagarão as contas dos empréstimos que serão embutidas nas tarifas pelos próximos anos. O Quadro 1 apresenta um balanço com os dispêndios da CDE em 2013 e 2014, que atingem um valor total de R$ ,17, dos quais é preciso abater os valores destinados aos subsídios das contas de energia da Região Norte. O Quadro 2 apresenta a síntese dos empréstimos já tomados junto ao mercado financeiro em nome dos consumidores, sem a sua anuência. O valor atinge R$ ,91. Porém, o diretor geral da Aneel, Romeu Rufino, anunciou a estimativa de que as distribuidoras irão cobrar dos consumidores R$ 37 bilhões para quitar a dívida total dos empréstimos previstos. Assim, o balanço parcial de comprometimentos já anunciados para cobrir os sobrecustos do setor elétrico já soma R$ 79 bilhões, compostos por cerca de R$ 20 bilhões da CDE, R$ 37 bilhões em empréstimos, mais a liquidação dos fundos da RGR no montante de cerca de R$ 22 bilhões. Mas o balanço geral e final ainda está por ser feito, pois as contas da operação das térmicas fora da ordem de mérito em 2015 estão em andamento, e tudo indica que assim permanecerão em quadro 1 DISPÊNDIOS DA CDE, 2013 E 2014 Em 2013 e 1014, conforme regime de competência, foram homologados os seguintes montantes de repasse: Dispêndios CDE ano de 2014 Subsídios tarifários R$ ,59 Redução tarifária equilibrada R$ ,90 CVA de Energia e de ESS R$ ,87 Exposição involuntária, ESS e risco hidrológico R$ ,02 Total R$ ,37 Dispêndios CDE ano de 2013 Subsídios tarifários R$ ,63 Redução tarifária equilibrada R$ ,85 CVA de Energia e de ESS R$ ,31 Exposição involuntária, ESS e risco hidrológico R$ ,06 Total R$ ,85 Fonte: Aneel, 2015 TOTAL GERAL R$ , REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

433 A Figura 22 indica simplificadamente a capacidade de acumulação de energia pelos reservatóquadro 2 FINANCIAMENTOS TOMADOS VIA CCEE DEMONSTRATIVO DA ATUALIZAÇÃO DO FINANCIAMENTO CONTA ACR 2014 (valores em R$) 1 o Financiamento 1 o Tranche 28/4/14 2º Tranche 12/5/14 3º Tranche 9/6/14 Total , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (+) Valor contratado (1) ( - ) Valor captado (2 = ) (2.1) Repasse para as distribuidoras (2.2) Serviços e taxas bancárias da operação (2.3) Custos administrativos, financeiros e tributários (2.4) Saldo residual (aplicação financeira) (=) Saldo disponível (3 = 1-2) 2 o Financiamento Fonte: CCEE, o Tranche 19/8/14 2º Tranche 8/9/14 3º Tranche 5/11/14 4º Tranche 8/12/ , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,32 0,00 0,00 0, , , ,99 0,00 0, ,77 Total 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (+) Valor contratado (1) ( - ) Valor captado (2) = ( ) (2.1) Repasse para as distribuidoras (2.2) Serviços e taxas bancárias da operação (2.3) Custos administrativos, financeiros e tributários (2.4) Saldo residual (aplicação financeira) (=) Saldo disponível (3) = (1-2) OS RISCOS DE RACIONAMENTO EM 2015 E AS PERSPECTIVAS E BASES PARA O SISTEMA EM 2016 rios das usinas hidrelétricas do Brasil, bem como o estado em final de março de A Figura 23 apresenta a média esperada mensal de energia natural afluente e três séries históricas, para comparação: a do ano de 1953, crítico; a de 2001, ano de racionamento, e uma média das afluências mensais inferiores às de REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

434 Dossiê Energia elétrica figura 22 CAPACIDADE DOS RESERVATÓRIOS E SITUAÇÃO EM FINAL DE MARÇO DE Cap. máx. Atual Sudeste 28,54% Sul 39,30% Nordeste 23,52% Norte 61,94% Cap. máx. 145,62 14,31 37,34 10,66 Atual 41,56 5,62 8,78 6,61 Capacidade máxima Brasil 208 TWh figura 23 ENERGIA NATURAL AFLUENTE MÉDIA E PIORES DO HISTÓRICO (TWH) TWh jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez med ( ) Médias piores < REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015

435 figura 24 BALANÇO MENSAL DE ENERGIA ELÉTRICA DO SIN EM 2014 TWh % 164% 160% % 120% % % 91% % 83% 85% 51 83% 77% 41 80% 70% 73% 70% % % % 43% 44% 39 40% 35 39% 40% 42% 40% % 29% 23% 22% 19% 20% % jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 MLT SIN EAR SIN ENA SIN Ger hidr SIN Ger nucl Ger term SIN Carga SIN EAR SIN ENA/MLT A Figura 24 apresenta o balanço de energia mensal de 2014, em TWh, indicando as fontes de geração, a carga atendida, a energia armazenada e a energia natural afluente comparada com a média de longo termo do Sistema Elétrico Nacional (SIN). Nota-se que no final do ano a energia armazenada estava em 22%. As figuras seguintes apresentam o Balanço Mensal de Energia para 2015, em TWh, até março de 2015, e simulações para a evolução figura 25 BALANÇO energia mensal até março e previsão para 2015 para ENA de 80% MLT TWh % 80% 80% 80% 80% 80% 80% 80% 80% 90% 80% % % % % 66% % % % % % 25% ,1 1,1 1, ,3 1, ,9 0,8 1, ,8 1,2 1,1 1, jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/ % % % 16% % 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% MLT ENA SIN EAR SIN Ger hidr SIN Ger pequenas Ger eólica SIN Ger nucl Ger term SIN Carga SIN 2014 EAR SIN % ENA/MLT REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março

436 Dossiê Energia elétrica figura 26 BALANÇO energia: ENA = 70% MLT TWh % % 70% 70% 70% 70% 70% 70% 70% 70% 70% 70% 61% % % % 30% % % 49 22% 21% % % ,1 1,1 1, ,3 1, ,9 0,8 1,2 0,8 1,2 1,1 1,0 4% % 2% jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% MLT ENA SIN EAR SIN Ger hidr SIN Ger pequenas Ger eólica SIN Ger nucl Ger term SIN Carga SIN 2014 EAR SIN % ENA/MLT figura 27 BALANÇO SIN piores afluências mês a mês Meses teste de sensibilidade 200 jan-15 fev-15 mar-15 abr-44 mai-63 jun-34 jul-63 ago-63 set-63 out-44 nov-34 dez-53 40% TWh jan/ % % % % % % 23% fev/2015 mar/ % abr/ % mai/ % jun/2015 jul/2015 ago/2015 set/2015 out/2015 nov/2015 dez/ % 20% 10% 0% -10% -20% % Energia armazenada -28% -30% -33% -40% ENA SIN EAR SIN Ger hidr Ger pequenas Ger nucl Ger eólica SIN Ger term Carga SIN EAR SIN % 172 REVISTA USP São Paulo n. 104 p janeiro/fevereiro/março 2015