Política Tarifária e Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente de Contratação Livre

1 Política Tarifária e Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente de Contratação Livre Alvaro Augusto de Almeida Resumo -- No atual modelo do Setor Elétrico Brasileiro, os consumidores livres podem optar por adquirir energia de qualquer fonte, mas devem pagar o acesso à rede para a distribuidora local. Como o uso do sistema de distribuição é regulado, tanto na modalidade cativa quanto na livre, o preço máximo que consumidores livres poderão pagar pela energia dependerá do espaço deixado entre os custos cativos totais e os custos do uso da rede no mercado livre. O objetivo do presente artigo é analisar a dinâmica da evolução de tais custos ao longo do tempo, bem como o impacto de tal evolução sobre a competição pelo mercado livre, ou seja, sobre a viabilidade de migração de um consumidor cativo para a modalidade livre. O cálculo de um preço de equilíbrio para o mercado livre permite algumas conclusões sobre a política tarifária recente. Índice de Termos Mercado Livre, Comercialização de Energia, Competição, Consumidor Livre, Produtor Independente de Energia. I. NOMENCLATURA Algumas siglas usadas no presente artigo são: ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica. ACL: Ambiente de Contratação Livre. ACR: Ambiente de Contratação Regulada. CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, órgão que sucedeu o MAE. DHP: Demanda no Horário de Ponta (kw). DFHP: Demanda Fora do Horário de Ponta (kw). FCHP: Fator de Carga no Horário de Ponta (%). FCFHP: Fator de Carga Fora do Horário de Ponta (%). IGP-M: Índice Geral de Preços do Mercado, calculado pela Fundação Getúlio Vargas. MAE: Mercado Atacadista de Energia. ONS: Operador Nacional do Sistema. PE: Preço de Equilíbrio (R$/MWh). SEB: Setor Elétrico Brasileiro. SIN: Sistema Interligado Nacional. TUSD: Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (R$/MWh). TUST: Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (R$/MWh). Este trabalho foi parcialmente financiado pela Electra Comercializadora de Energia Ltda. A. A. de Almeida é Diretor Técnico-Financeiro da Electra Comercializadora de Energia, Av. Sete de Setembro, 4476, 3 andar, Curitiba, Paraná, Brasil, CEP.25-21 (e-mail: alvaro@electraenergy.com.br). O II. INTRODUÇÃO atual modelo do Setor Elétrico Brasileiro, SEB, permite que os consumidores livres contratem energia elétrica de qualquer fonte, pagando pelo acesso à rede de distribuição ou de transmissão por meio de uma tarifa de uso. Os consumidores cativos continuam existindo e são aqueles não qualificados para a migração para o mercado livre, ou então aqueles consumidores qualificados, mas que ainda não efetivaram a migração. A análise da viabilidade da migração para o mercado livre sempre envolve uma confrontação entre os custos totais em cada modalidade de fornecimento (cativa e livre). Na modalidade cativa, todos os custos são regulados pela ANEEL, por meio das tarifas de fornecimento, enquanto na modalidade livre apenas as tarifas de uso são reguladas. Assim, a viabilidade de migração dependerá do espaço existente entre as tarifas de fornecimento e as tarifas de uso. No presente artigo, faz-se inicialmente uma revisão das principais características do livre mercado de energia elétrica, bem como uma revisão histórica da política tarifária vigente após a implantação do Projeto RE-SEB. Tendo-se uma idéia dos principais eventos tarifários desde 1999 até 25, delimita-se um universo de distribuidoras para análise. A seguir, define-se um consumidor típico de alta tensão, para o qual são calculados os custos totais como consumidor cativo e os custos totais de uso como consumidor livre. Tendo-se obtido os custos cativos e livres, é possível estimar o preço máximo da e- nergia a ser contratada no mercado livre, de modo a se garantir um dado prêmio de economia com a migração. A evolução desse preço de equilíbrio ao longo dos anos, atualizado pelo IGP-M, permite uma série de conclusões a respeito do impacto da política tarifária sobre a competição pelo livre mercado de energia. III. O LIVRE MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL A reestruturação do SEB rumo à competição iniciou-se em 1993, com a entrada em vigor da Lei 8631/1993, conhecida como Lei da Reforma Tarifária. Pouco depois, a Lei 74/1995 estabeleceu as normas para outorga e prorrogação das concessões e permissões de serviços públicos. Esta lei também permitiu que os consumidores existentes, cuja demanda contratada fosse maior ou igual a 1 MW, atendidos em tensões iguais ou superiores a 69 kv, pudessem escolher livremente de quem iriam adquirir energia elétrica. Posterior-

2 mente, o limite de demanda foi reduzido para 3MW, mantido o limite de tensão. Visando estabelecer um ambiente competitivo no SEB, foi criado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro, conhecido como Projeto RE-SEB, encerrado em 1998. O consórcio de consultores liderados pela Coopers & Lybrand recomendou a separação entre a commodity (energia elétrica) e o serviço (transmissão e distribuição), a exemplo do que vinha ocorrendo em outros países. Outra recomendação dos consultores foi implantar a competição onde possível (geração e comercialização) e regulamentar as atividades onde a competição ainda não fosse possível (transmissão e distribuição), modelo vigente até hoje [8]. É dessa época o surgimento de agentes setoriais como a ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica, o ONS Operador Nacional do Sistema, e a ASMAE Administradora do Mercado Atacadista de Energia, mais tarde transformada no MAE e, mais recentemente, na CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Os Consumidores Livres e Produtores Independentes de Energia, figuras previstas desde a outorga da Lei 9.74/1995, tinham agora regras e cenário de atuação bem definidos. A reforma setorial conduzida a partir de 24, com a publicação das Leis 1.847/24, 1.848/24 e do Decreto 5.163/24, não alterou a política tarifária vigente. Em vez disso, a aludida reforma concentrou-se na comercialização no atacado, criou novos agentes setoriais, como a Empresa de Pesquisa Energética EPE, instituiu o Ambiente de Contratação Regulada ACR, no âmbito do qual são realizados leilões e firmados contratos para atendimento de consumidores cativos, e redefiniu as atribuições do Mercado Atacadista de E- nergia MAE, que passou a se denominar Câmara de Comercialização de Energia CCEE. Além de ser responsável pela operacionalização do ACR, a CCEE continua responsável pela contabilização e liquidação das operações de compra e venda de energia no Mercado Livre, agora realizadas no âmbito do chamado Ambiente de Contratação Livre ACL. Apesar de algumas opiniões existentes no início do governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva [6], segundo as quais os consumidores livres eram vistos com desconfiança, os produtores independentes como inconstitucionais e as comercializadoras como atravessadores, tais agentes continuam a existir no modelo atual, conferindo liquidez ao mercado e contribuindo para a redução de preços e aumento da competitividade. Os critérios atuais para que um consumidor se torne livre são ilustrados na Tabela I. Atualmente, cerca de 25% da energia nacional é negociada no ACL, formado principalmente por empresas industriais de médio e grande porte e alguns consumidores comerciais. No total, os consumidores do ACL já totalizam pouco mais de 5, contra apenas dois deles em 21. A figura dos consumidores especiais, denominação informal dada aos consumidores atendidos por fontes alternativas, já se encontrava prevista desde a outorga da Lei 9.427/1996, alterada com a sanção das Leis 9.648/1998 e 1.438/22, e que teve sua redação consolidada pela Lei 1.762/23 e pelo Decreto 5.163/24. Estes documentos legais estabeleceram que os aproveitamentos a partir de fontes de energia alternativa (eólica, biomassa, solar e PCHs) passavam a poder atender consumidores com carga maior ou igual a 5 kw, em qualquer tensão. Contudo, os primeiros contratos de consumidores especiais somente foram firmados no início de 23 [1]. TABELA I CRITÉRIOS PARA QUE UM CONSUMIDOR SEJA QUALIFICADO COMO LIVRE CONSUMIDORES DEMANDA TENSÃO Instalados antes de 8/7/1995 (consumidores velhos ) Maior ou igual a 3MW Maior ou igual a 69kV Instalados depois de 8/7/1995 Maior ou igual (consumidores novos ) a 3MW Qualquer Atendidos por PCHs, biomassa, Maior ou igual solar ou eólica (consumidores a,5mw especiais ) Qualquer Os consumidores especiais podem, em princípio, ser atendidos em qualquer nível de tensão, mas, devido à restrição do atendimento por meio de fontes alternativas, as quais apresentam maiores custos de geração, a operação somente se torna viável nos subgrupos AS, e. As fontes alternativas têm direito a um desconto sobre a TUSD, tanto para a geração quanto para os consumidores a- tendidos por elas. Este desconto, que incide somente sobre a parcela fio da TUSD, é de no mínimo 5%, de acordo com a Resolução ANEEL 77/24. Para as PCHs que entraram em operação comercial até 31 de dezembro de 23, o desconto, também incidente apenas sobre a parcela fio, é de %, conforme estabelecido pela Resolução ANEEL 157/25. Em decorrência do desconto sobre a TUSD, um termo alternativo que se tem usado para as fontes alternativas é fontes incentivadas [4]. IV. POLÍTICA TARIFÁRIA APÓS O PROJETO RE-SEB A separação entre commodity e serviço foi operacionalizada em duas frentes. A primeira, com a criação de um ambiente de negócios, atualmente denominado ACL, onde agentes tais como geradores, consumidores livres e comercializadoras podem liquidar suas operações de compra e venda de energia. A segunda, com a criação das Tarifas de Uso do Sistema. A partir de então, geradores de qualquer porte e consumidores livres puderam passar a negociar livremente seus contratos de energia, pagando o acesso à rede elétrica por meio de uma Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUSD, caso o acesso se dê em tensões inferiores a 23kV, ou por meio de uma Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão TUST, caso o acesso se dê em tensões iguais ou superiores a 23kV. A TUSD é paga à distribuidora local e a TUST é paga à Rede Básica. Em outubro de 1999 foi publicada a Resolução ANEEL n 286, que estabeleceu as tarifas de uso do sistema de distribuição. Devido à inexistência de informações econômicas referentes ao uso do sistema, a referida resolução estabeleceu as tarifas de cada distribuidora a partir de uma metodologia simplificada, na qual as receitas anuais das distribuidoras foram inicialmente estimadas, tendo-se em seguida subtraído as parcelas correspondentes à energia fornecida, aos encargos (CCC, RGR, PIS e COFINS) e à margem da atividade de comerciali-

3 zação. Essa operação simples resultou em duas componentes tarifárias de demanda (ponta e fora de ponta, em R$/kW) para cada nível de tensão, no caso de consumidores livres. As tarifas da Resolução 286/1999 permaneceram em vigor por cerca de dois anos, período durante o qual as distribuidoras prepararam estudos tarifários mais detalhados. Somente no final de 21 a ANEEL publicou resoluções individualizadas por distribuidora, novamente aplicando o conceito de que os consumidores livres que acessassem a rede de distribuição deveriam pagar somente pelo serviço, em R$/kW, em duas componentes tarifárias (ponta e fora de ponta). As tarifas publicadas em 21 permaneceram válidas até 23. Até esta data as tarifas de fornecimento de consumidores cativos e as tarifas de uso de consumidores livres eram publicadas em resoluções separadas, mas as resoluções publicadas a partir de 23 passaram a incluir ambas as tarifas, além daquelas de geradores, cooperativas de eletrificação rural, poderes públicos, etc. As resoluções de 23 trouxeram também outra novidade: a criação de outra componente tarifária para consumidores livres, em R$/MWh, que veio a ser denominada TUSD Encargos, cuja criação havia sido regulamentada pela Resolução n 152, de 3 de abril de 23. A criação desta tarifa constituiu em um dispositivo para que as distribuidoras pudessem repassar seus encargos setoriais aos consumidores livres. Desde a data de sua criação até o momento atual, a TUSD Encargos tem sido publicada em um único valor, sempre em R$/MWh, independente do nível de tensão e do patamar horário. A Resolução ANEEL 166/25, que aperfeiçoou as regras de cálculo da TUSD Fio, ratificou o pagamento da TUSD Encargos por parte de consumidores livres. Mudanças recentes na legislação tributária também causaram impacto tarifário. As Leis nº 1.637, de 3 de dezembro de 22, nº 1.833, de 29 de dezembro de 23, e nº 1.865, de 3 de abril de 24, estabeleceram nova sistemática para apuração do valor da contribuição para o PIS/PASEP e para a COFINS, particularmente no que diz respeito à nãocumulatividade. Como conseqüência, as revisões tarifárias ocorridas a partir de 25 passaram a excluir tais tributos das tarifas e as distribuidoras passaram a cobrar dos consumidores apenas as parcelas não creditáveis de tais impostos. V. ANÁLISE DA EVOLUÇÃO DA COMPETITIVIDADE DO ACL A seguir, discute-se a evolução da competitividade do ACL, desde 1999 até 25, confrontando-se os custos cativos de fornecimento com os custos de uso do sistema de distribuição no mercado livre e determinando-se o espaço existente para os contratos de compra e venda de energia. A. Critérios Usados na Análise da Competitividade A Resolução 286/1999 contemplou 64 distribuidoras. Destas, algumas pertencem a sistemas isolados ou não detém mercado suficientemente expressivo para justificar uma análise global da viabilidade de migração para a modalidade livre. Assim, foram utilizados os seguintes critérios para incluir um agente distribuidor na presente análise: (a) ser membro da CCEE; (b) estar conectado ao SIN; (c) à época da publicação da Resolução 286/1999, ter apresentado uma base de consumidores em pelo menos dois subgrupos de tensão. Empregando-se tais critérios, foram selecionadas 36 distribuidoras para análise, agrupadas da seguinte forma: (a) SU- DESTE e CENTRO-OESTE: Ampla, Bragantina, Caiuá, Cataguazes, Cemig, Cenf, Elektro, CPFL, CSPE, Eletropaulo, EBE, Escelsa, Jaguari, Light, Mococa, Santa Cruz, CEB, Celg, Cemat e Enersul. (b) SUL: AES-Sul, CEEE, Celesc, Copel e RGE; (c) NORDESTE: Ceal, Celb, Celpe, Cemar, Cepisa, Coelba, Coelce, Cosern, Energipe e Saelpa; (d) NORTE: Celpa e Celtins. As tarifas, tanto na modalidade livre quanto na cativa, foram inicialmente calculadas para um consumidor típico com as seguintes características: (a) atendimento cativo na modalidade horo-sazonal azul; (b) demanda nos horários de Ponta (DHP) e Fora de Ponta (DHFP) igual a 5.kW; (c) consumo no horário de Ponta (CHP) igual a 2MWh, correspondendo a um fator de carga (FCHP) igual a %; (d) consumo no horário Fora de Ponta (CHFP) igual a 2.6MWh, também correspondendo a um fator de carga (FCHFP) igual a %; (e) atendimento no mercado livre por meio de energia convencional (não incentivada). A escolha de um consumidor com demanda flat (demandas idênticas na ponta e fora dela) representa o caso mais atrativo para a migração para o mercado livre. Consumidores com demanda reduzida na ponta exigem preços menores para uma mesma economia, dificultando a migração. Por outro lado, mantendo-se os mesmos fatores de carga na ponta e fora dela, a alteração dos valores de demanda não altera o preço de equilíbrio. Sendo assim, a escolha de um consumidor típico é suficiente para se ter uma idéia razoável dos casos mais viáveis no que diz respeito à migração para o mercado livre. O subgrupo A1 foi excluído da análise para facilitar a comparação, pois consumidores livres desse subgrupo pagam uso à Rede Básica e não à distribuidora local. O subgrupo AS também foi excluído, por não ser representativo para o mercado de consumidores livres atendidos por energia convencional. Assim, os subgrupos analisados foram: (88kV a 138kV), (69kV), (3kV a 44kV) e (2,3kV a 25kV). Os critérios adicionais para cálculo dos custos livres e cativos foram: (a) quando aplicável, foi considerado o percentual de 7,9% (consumidor industrial) para a RTE; (b) o prêmio mínimo de economia desejado com a migração, antes do pagamento de outros custos do mercado livre (CCEE, comissão da comercializadora, etc) foi de 2%; (c) as tarifas livres e cativas foram tomadas ao final de cada ano e atualizadas para o final do ano de 25 por meio da variação acumulada do IGP-M [3]; (d) por simplicidade e facilidade de comparação, as tarifas atuais da Ampla, que teve seu reajuste tarifário do ano de 25 adiado para 13/3/26, foram consideradas como válidas ao final de 25; (e) as tarifas livres e cativas foram coletadas exclusivamente em resoluções publicadas no site da ANEEL, para todas as distribuidoras e anos de análise [5]; (f) para os fins do presente estudo, foi considerado que a parcela do PIS/PAESP e da COFINS repassada aos consumi-

4 dores finais corresponde a 5%, para todas as distribuidoras, quando aplicável; (g) os custos de fornecimento cativos foram calculados como uma média ponderada, ou sazonalizada, das tarifas dos períodos seco (7 meses) e úmido (5 meses); (h) finalmente, o preço de equilíbrio foi inicialmente calculado por distribuidora, sendo as médias por submercado calculas posteriormente. B. Evolução dos Custos Cativos de Fornecimento A evolução dos custos cativos de fornecimento ao longo do tempo é mostrada nas Figs. de 1 a 4. Por razões de espaço, apenas os valores médios por submercado são mostrados. As médias globais não são mostradas por serem muito semelhantes às médias do submercado SE/CO. Um tratamento mais extenso pode ser encontrado em [2]. Percebe-se um padrão consistente de aumentos tarifários a- cima do IGP-M para o período de 1999 a 25, em todos os subgrupos de tensão. O mesmo padrão se repete para todas as 36 distribuidoras analisadas, com exceção da AES Sul e da Jaguari, as quais tiveram redução real de tarifas para o consumidor analisado no período de 1999 a 25. Custos Cativos Médios - SE/CO (R$/MWh) Custos Cativos Médios - Sul (R$/MWh) 2 22 2 1 1 1 Fig. 1. Evolução dos custos cativos de fornecimento (SE-CO) 2 22 2 1 1 1 Fig. 2. Evolução dos custos cativos de fornecimento (Sul) C. Evolução dos Custos de Uso no Mercado Livre A evolução dos custos médios de uso livre, por submercado, é mostrada nas Figs. de 5 a 9. Percebe-se novamente um padrão de aumento tarifário acima do IGP-M, em todos os casos analisados, sem exceções importantes, e particularmente a partir de 23. Custos Cativos Médios - Nordeste (R$/MWh) Custos Cativos Médios - Norte (R$/MWh) Custos de Uso Livre Médios - SE/CO (R$/MWh) Custos de Uso Livre Médios - Sul (R$/MWh) 2 22 2 1 1 1 Fig. 3. Evolução dos custos cativos de fornecimento (Nordeste) 2 22 2 1 1 1 Fig. 4. Evolução dos custos cativos de fornecimento (Norte) 2 5 3 2 1 Fig. 5. Evolução dos custos de uso livre (SE/CO) Fig. 6. Evolução dos custos de uso livre (Sul)

5 Custos de Uso Livre Médios - Nordeste (R$/MWh) Custos de Uso Livre Médios - Norte (R$/MWh) 1 2 1 2 Fig. 7. Evolução dos custos de uso livre (Nordeste) Fig. 8. Evolução dos custos de uso livre (Norte) D. Evolução da Competitividade do ACL As Figs. de 9 a 12 mostram a evolução dos preços médios de equilíbrio por submercado. Por equilíbrio entende-se que o preço é suficiente para remunerar a energia e ainda resultar em um prêmio de economia de 2% em relação ao caso cativo. Preços de Equilíbrio Médios - SE/CO (R$/MWh) 11 Fig. 9. Evolução dos preços de equilíbrio (SE/CO) O padrão de evolução dos preços de equilíbrio médios é diferente do que nos casos da TUSD e das tarifas de fornecimento, e até mesmo um pouco surpreendente. Note-se que, quanto maior o preço de equilíbrio, mantido um dado nível de prêmio de economia, maior será a atratividade do mercado livre, pois mais fácil será encontrar geradores dispostos a atender o consumidor. De maneira geral, os preços estiveram mais atrativos durante os anos do racionamento, entrando em queda a partir de 22. Percebe-se, não sem alguma surpresa, que o submercado Sul é mais competitivo do que o Sudeste/Centro-Oeste, pelo menos em termos de preços. Naturalmente, a base de consumidores potencialmente livres deste é muito superior à base daquele, fato este refletido no grande número de comercializadoras instaladas no Sudeste. Estudos de sensibilidade feitos por meio da variação dos fatores de carga, na ponta e fora dela, mostram que os preços de equilíbrio se alteram, como esperado, mas o formado das curvas de preços médios permanece o mesmo. Preços de Equilíbrio Médios - Sul (R$/MWh) Preços de Equilíbrio Médios - NE (R$/MWh) Preços de Equilíbrio Médios - Norte (R$/MWh) 11 15 95 85 75 65 5 Fig. 1. Evolução dos preços de equilíbrio (Sul) 11 5 Fig. 11. Evolução dos preços de equilíbrio (Nordeste) 3 Fig. 12. Evolução dos preços de equilíbrio (Norte)

6 VI. CONCLUSÕES É indiscutível que as tarifas de consumidores livres e cativos aumentaram sensivelmente acima da inflação desde 1999. Grande parte de tal aumento se deve à criação e majoração de vários encargos setoriais [7]. Associando-se a este fato a ausência de metas para redução e extinção de encargos, a volatilidade das condições de armazenamento da energia hidráulica e a oscilação da política energética ao sabor das ideologias, percebe-se que a previsão de uma tendência para os preços de equilíbrio é tarefa bastante difícil. Apesar de tais restrições, comparando-se os preços de equilíbrio válidos ao final de 25 com aqueles resultantes dos primeiros reajustes de 26, percebe-se que: (a) os preços aumentaram para CPFL Paulista, Cemig, Enersul, RGE, Energipe, Coelce e Coleba; (b) os preços diminuíram para a Cemat, e; (b) os preços permaneceram inalterados para a ASE Sul. A tendência de preços ficará mais clara no decorrer dos próximos meses, mas, no momento, podemos aventar a hipótese de que a competitividade do mercado livre continuará a aumentar. Em mercados bem desenvolvidos, uma política tarifária consistente e bem planejada deveria produzir um espaço constante entre os custos cativos e os custos de uso no mercado livre, pois o atendimento tanto de consumidores livres quanto de cativos demanda recursos da mesma ordem por parte das distribuidoras. Logo, as revisões tarifárias deveriam afetar ambos da mesma forma. Este é um fator que deve ser analisado cuidadosamente pelo órgão regulador, pelos formadores de opinião e pela sociedade em geral. [8] P. H. S. Born e A. A. de Almeida, Mudanças estruturais no setor elétrico: formação e regulação de preços, Revista de la CIER, n.26, Dezembro, 1998. VIII. BIOGRAFIA Alvaro Augusto de Almeida graduou-se em Engenharia Industrial Elétrica, ênfase Eletrotécnica, em 1989, pelo Centro Federal de Educação Tecnológica do Paraná CEFET-PR, atual Universidade Tecnológica Federal do Paraná UTFPR. De 1989 até 21, trabalhou na área de engenharia biomédica, vindo a desenvolver projetos de respiradores artificiais. Em 1999, concluiu uma pós-graduação em Finanças Empresariais, pelo ISAE/FGV, e, em 21, uma posgraduação em Desenvolvimento em Ambiente WEB, pela PUC-PR. Entre 1992 e 1994, trabalhou como engenheiro na Telecomunicações do Paraná Telepar, Departamento de Operações de Curitiba. Entre 1994 e 21 trabalhou como engenheiro na Companhia de Energia do Paraná Copel, nas áreas de Planejamento da Expansão e Operação da Geração. Atualmente é Diretor Técnico-Financeiro da Electra Comercializadora de Energia e professor do curso de Engenharia Industrial Elétrica da UTFPR, onde tem lecionado as disciplinas de Conversão Eletromecânica de Energia, Sistemas Elétricos de Potência e Eletromagnetismo desde 1991 (graduação), e Engenharia Econômica desde 25 (pós-graduação). VII. REFERÊNCIAS [1] A. A. de Almeida. A comercialização de energia elétrica no varejo riscos e oportunidades, apresentado no XVIII Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica SNPTEE, Curitiba, Brasil, 25. [2] A. A. de Almeida. O impacto da evolução tarifária sobre a competição pelo mercado livre, submetido ao XVII Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica, a ser realizado em Belo Horizonte, Brasil, 26. [3] Aplicativo para cálculo de correção pelo IGP-M. BCB, Banco Central do Brasil. Disponível: http://www.bcb.gov.br/?correcao. [4] Aviso de Audiência Pública N 33/25, Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/ar quivo/25/33/documento/aviso_33.pdf. [5] Biblioteca Virtual da ANEEL Pesquisa Legislativa, Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível: http://www.aneel.gov.br/biblioteca. cfm?target=indexdigit. [6] I. Sauer, S. Seger, J. P. Vieira, J. L. Juhas, C. A. R. Kirchner, L. T. S. Prado, J. F. Carvalho, J. E. Lopes, D. Gonçalves Jr, Um novo modelo para o setor elétrico brasileiro, Programa Interunidades de Pósgraduação em Energia, Universidade de São Paulo, São Paulo, Brasil, 22. [7] M. V. G. Nascimento, J. C. O. Mello, E. G. Pizeta, A. L. Castro, E. C. Spalding e A. Bianco, A participação crescente dos encargos setoriais no custo de energia brasileiro, apresentado no XVIII Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica SNPTEE, Curitiba, Brasil, 25.