CARACTERÍSTICAS DOS SISTEMAS ELÉTRICOS E DO · PDF fileCARACTERÍSTICAS DOS SISTEMAS ELÉTRICOS E DO SETOR ELÉTRICO DE PAÍSES E / OU ESTADOS SELECIONADOS Desenvolvido como parte

CARACTERÍSTICAS DOS SISTEMAS ELÉTRICOS E

DO SETOR ELÉTRICO DE PAÍSES E / OU ESTADOS

SELECIONADOS

Desenvolvido como parte do Projeto de P&D

PANORAMA E ANÁLISE COMPARATIVA DA TARIFA DE ENERGIA

ELÉTRICA DO BRASIL COM TARIFAS PRATICADAS EM PAÍSES

SELECIONADOS, CONSIDERANDO A INFLUÊNCIA DO MODELO

INSTITUCIONAL VIGENTE

OUTUBRO/2014

2

SUMÁRIO

SISTEMAS ELÉTRICOS DE PAÍSES EUROPEUS .......................................... 5

1. ALEMANHA .......................................................................................................... 5

1.1. Sistema Elétrico da Alemanha ...................................................................... 5

1.2. Estrutura do setor elétrico da Alemanha .................................................. 10

2. ESPANHA ............................................................................................................ 16

2.1. Sistema Elétrico da Espanha ....................................................................... 16

2.2. Estrutura do setor elétrico da Espanha ..................................................... 20

3. FINLÂNDIA ......................................................................................................... 26

1.1. Sistema Elétrico da Finlândia ...................................................................... 26

1.2. Estrutura do setor elétrico da Finlândia .................................................... 30

4. FRANÇA ............................................................................................................... 36

4.1. Sistema Elétrico da França........................................................................... 36

4.2. Estrutura do Setor Elétrico da França ........................................................ 42

5. ITÁLIA .................................................................................................................. 48

5.1. Sistema Elétrico da Itália ............................................................................. 48

5.2. Estrutura do setor elétrico da Itália ............................................................ 53

6. NORUEGA ........................................................................................................... 61

6.1. Sistema Elétrico da Noruega ....................................................................... 61

6.2. Estrutura do setor elétrico da Noruega ..................................................... 64

7. PORTUGAL .......................................................................................................... 72

7.1. Sistema Elétrico Português .......................................................................... 72

7.2. Estrutura do Setor Elétrico Português ....................................................... 78

8. REINO UNIDO .................................................................................................... 87

8.1. Sistema Elétrico do Reino Unido ................................................................ 87

8.2. Estrutura do setor elétrico do Reino Unido .............................................. 92

9. REPÚBLICA TCHECA ....................................................................................... 98

9.1. Sistema Elétrico da República Tcheca........................................................ 98

9.2. Estrutura do setor Elétrico da República Tcheca ................................... 104

10. SUÉCIA ............................................................................................................. 114

10.1. Sistema elétrico da Suécia ........................................................................ 114

10.2. Estrutura do setor elétrico na Suécia ..................................................... 119

SISTEMAS ELÉTRICOS DE PAÍSES LATINO AMERICANOS............... 126

1. ARGENTINA ..................................................................................................... 126

1.1. Sistema Elétrico Argentino ........................................................................ 127

1.2. Estrutura do setor elétrico da Argentina ................................................. 135

3

2. BRASIL ................................................................................................................ 147

2.1. Sistema elétrico do Brasil ........................................................................... 147

2.2. Estrutura do setor elétrico no Brasil......................................................... 159

3. CHILE .................................................................................................................. 175

3.1. Sistema Elétrico do Chile ........................................................................... 175

3.2. Estrutura do setor elétrico do Chile ......................................................... 182

4. COLOMBIA ........................................................................................................ 188

4.1. Sistema elétrico da Colômbia .................................................................... 188

4.2. Estrutura do setor elétrico na Colômbia ................................................. 193

5. MEXICO .............................................................................................................. 202

5.1. Setor elétrico do México............................................................................. 202

5.2. Estrutura do setor elétrico no México ...................................................... 209

SISTEMAS ELÉTRICOS DE PAÍSES DA ASIA .......................................... 214

1. CHINA ................................................................................................................ 214

1.1. Sistema elétrico da China .......................................................................... 215

1.2. Estrutura do setor elétrico da China ........................................................ 221

2. COREIA DO SUL ............................................................................................... 232

2.1. Sistema Elétrico Sul Coreano (SESC) ....................................................... 232

2.2. Estrutura do Setor Elétrico da Coreia do Sul .......................................... 239

3. INDIA .................................................................................................................. 248

3.1. Sistema elétrico da Índia ............................................................................ 248

3.2. Estrutura do setor elétrico na Índia ......................................................... 259

4. JAPÃO ................................................................................................................. 273

4.1. Sistema Elétrico do Japão .......................................................................... 273

4.2. Estrutura do Setor Elétrico do Japão ........................................................ 281

5. RUSSIA ................................................................................................................ 290

5.1. Setor elétrico da Rússia .............................................................................. 291

5.2. Estrutura do setor elétrico na Rússia ....................................................... 300

SISTEMA ELÉTRICO DA ÁFRICA DO SUL ............................................... 310

1.1. Sistema Elétrico Sul-Africano ................................................................... 310

1.2. Estrutura do Setor Elétrico ........................................................................ 319

SISTEMAS ELÉTRICOS DE ESTADOS DOS ESTADOS UNIDOS E CANADA ESTUDADOS ................................................................................. 332

1. CALIFORNIA – ESTADOS UNIDOS ............................................................. 332

1.1. Sistema elétrico da Califórnia ................................................................... 332

1.2. Estrutura do setor elétrico na Califórnia ................................................. 339

2. ILLINOIS – ESTADOS UNIDOS ..................................................................... 348

2.1. Sistema elétrico de Illinois ......................................................................... 348

2.2. Estrutura do setor elétrico em Illinois ..................................................... 354

4

3. NOVA YORK – ESTADOS UNIDOS .............................................................. 368

3.1. Sistema elétrico de Nova York .................................................................. 368

3.2. Estrutura do setor elétrico em Nova York .............................................. 375

4. TEXAS – ESTADOS UNIDOS .......................................................................... 385

4.1. Sistema elétrico do Texas ........................................................................... 385

4.2. Estrutura do setor elétrico no Texas ........................................................ 391

5. QUEBEC – CANADÁ ....................................................................................... 399

5.1. Sistema elétrico do Québec ....................................................................... 399

5.2. Estrutura do setor elétrico no Québec ..................................................... 407

5

SISTEMAS ELÉTRICOS DE PAÍSES EUROPEUS

1. ALEMANHA

A Alemanha é um país que tem 357.127 km2 de área e uma população total que

em 2012 atingiu 80,43 milhões de pessoas1. Na Tabela 1 se observa que após a

forte queda do PIB em 2009 como consequência da crise econômica

internacional, a Alemanha começou a se recuperar apresentando taxas de

crescimento positivas nos anos posteriores, embora em 2012 a taxa de

crescimento tenha sido menor de 1%.

No que se refere ao PIB per capita, se observa que logo após a queda de 4,9%

em 2009, esse parâmetro experimentou um crescimento constante, passando de

US$ 36.127 em 2010 para US$ 38.220 em 2012, um aumento de 5,8% neste

período.

Tabela 1: Crescimento do PIB real e PIB per capita da Alemanha: 2008-2012

Fonte: Banco Mundial (2013)

1.1. Sistema Elétrico da Alemanha

O sistema elétrico da Alemanha (SEA) tem quatro sistemas de transmissão

pertencentes a quatro diferentes operadores do sistema, conforme se vê na

Figura 1. Todos os sistemas de transmissão estão interligados e existem

interligações com outros países da região: Suíça, Dinamarca, Polônia, Holanda,

Luxemburgo, França, República Checa, Suécia e Áustria2.

1 Banco Mundial (2013).

2 IEA (2013) – Energy Policies of IEA Countries, Germany 2013 Review (p. 139).

6

Figura 1: Sistema elétrico da Alemanha

Fonte: IEA (2013) – Energy Policies of IEA Countries, Germany 2013 Review (p. 142)

1.1.1. Matriz elétrica

A matriz elétrica da Alemanha está sendo transformada em função do

Energiewende, que é um novo conceito de energia adotado pelo governo federal

da Alemanha em 20103. O Energiewende determina ações e metas para o

desenvolvimento de energias renováveis, redes de transmissão e distribuição,

assim como ações de eficiência energética, e tem como objetivo maior viabilizar

o corte de emissões de gases associados ao efeito estufa.

Depois do acidente de Fukushima em março de 2011, a Alemanha decidiu

desligar imediatamente as sete plantas nucleares de geração mais antigas.

Posteriormente esta decisão foi ampliada para todas as plantas nucleares e

fixou-se como objetivo desliga-las até 2022. Assim o Energiewende passou a

incorporar o desafio de desligar todas as plantas nucleares que, como se sabe,

não são emissoras e, mesmo assim, continuar com o processo de diminuição das

emissões de CO2 da matriz elétrica, mantendo ao mesmo tempo a segurança no

abastecimento.

Na Tabela 2 observa-se que em 2012 a Alemanha tinha 182,94GW instalados,

dos quais 49% correspondiam a termoelétricas, 17,1% à geração eólica e 17,8% à

solar. Comparando-se estas informações com o ano 2008, havia naquela ocasião


7

um total de 149,14GW instalados, dos quais 54,9% pertenciam à geração

térmica, 13,7% à nuclear, 16% à eólica e apenas 4,1% à solar.

Tabela 2: Capacidade instalada da Alemanha, em GW: 2008-2012

Fonte: Eurostat (2013)

Como consequência da decisão de desligar as plantas nucleares mais antigas, a

capacidade instalada desta fonte foi reduzida em 41,1% entre os anos de 2008 e

de 2012.

As políticas para incrementar as fontes renováveis na matriz elétrica mostraram

um resultado significativo, sendo que a fonte solar passou de 6,12GW

instalados em 2008 para 32,64GW em 2012, representando um crescimento de

433,4%. A potência instalada de energia eólica também experimentou um

crescimento significativo (31,2%), passando de 23,85GW em 2008 para 31,30GW

em 2012.

1.1.2. Geração

O total de energia líquida gerada na Alemanha em 2012 foi de 592,7TWh. Deste

total, como se observa na Tabela 3, 66,2% corresponde à geração termoelétrica.

Apesar da decisão de desligar 41,1% da capacidade nuclear, 15,9% da geração

de energia total continua a ser proveniente desta fonte.

Por outro lado, apesar da capacidade instalada da fonte solar ter experimentado

grande aumento entre 2008 e 2012, tal fonte ainda representa apenas 4,5% da

geração total em 2012.

Tabela 3: Geração líquida da Alemanha, em TWh: 2008-2012


8

Embora a participação da geração solar seja pequena comparada ao total,

observa-se um incremento significativo entre 2008 e 2012, passando de 4,4TWh

em 2008 para 26,4TWh em 2012. Simultaneamente, a participação da energia

nuclear diminuiu 33%, passando de 140,7TWh em 2008 para 94,2TWh em 2012.

O sistema elétrico da Alemanha está interconectado aos sistemas de outros

países da Europa, com os quais realiza intercâmbios de energia elétrica: Suíça,

Dinamarca, Polônia, Holanda, Luxemburgo, França, República Tcheca, Suécia e

Áustria.

Na Tabela 4 se observa que a quantidade de energia exportada pela Alemanha

entre 2008 e 2012 foi maior que a energia importada neste mesmo período.

Tabela 4: Importação e exportação de energia elétrica da Alemanha, em TWh:

2008-2012


1.1.3. Redes de transmissão e distribuição

Conforme demonstrado na Tabela 5, a Alemanha possuía, em 2012, 34.841 km

de rede de transmissão, dos quais 99,6% correspondiam a redes de extra-alta

tensão, pertencentes aos quatro operadores do sistema existentes.

Tabela 5: Extensão das redes de transmissão da Alemanha, em km: 2010-2012

Fonte: IEA (2013) – Energy Policies of IEA Countries, Germany 2013 Review,

Bundesnetzagentur (2014)

Com relação às redes de distribuição, em 2012 a Alemanha possuía 1.753.290

km de redes, conforme Tabela 6. Deste total 65,6% da rede era de baixa tensão e

28,9% de média tensão.

2008 2009 2010 2011 2012

Importação 41,67 41,86 42,96 51,00 46,27

Exportação 61,77 54,13 57,92 54,77 66,81

2010 2011 2012

Extra-alta tensão 34.268 34.314 34.780

Alta tensão 135 90 61

TOTAL 34.403 34.404 34.841

9

Tabela 6: Extensão das redes de distribuição da Alemanha, em km: 2010-2012



Por outro lado, como se observa na Tabela 7, entre 2008 e 2012 as perdas nas

redes de distribuição e transmissão da Alemanha representaram em média 4,4%

da geração líquida do país.

Tabela 7: Perdas na rede de distribuição e transmissão da Alemanha, em

TWh: 2008-2012


1.1.4. Consumo

A demanda de energia elétrica da Alemanha em 2012 foi de 525,83TWh, dos

quais 43% foram consumidos pelo setor industrial, 28,6% pelo setor de serviços

e 26,1% pelo setor residencial, conforme se observa na Tabela 8.

Tabela 8: Consumo de energia elétrica da Alemanha, em TWh:2008-2012


Na Alemanha as políticas de eficiência energética tiveram resultados positivos

contribuindo para a redução do consumo de energia elétrica4. Porém, a forte

queda observada no consumo industrial no ano 2009 se deve, principalmente, à

forte crise econômica que obrigou a reduzir a produção causando uma forte

queda na demanda por eletricidade. Mas, a partir de 2010 se observa que o

consumo do setor industrial volta aumentar devido à melhoria na situação

econômica.

4 Germany Energy Efficiency Report 2011.

2010 2011 2012

Extra-alta tensão 481 483 490

Alta tensão 95.019 94.932 95.364

Média tensão 497.044 532.894 507.463

Baixa tensão 1.123.898 1.241.361 1.149.973

TOTAL 1.716.442 1.869.670 1.753.290

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 234,97 202,02 224,53 229,81 226,24

Residencial 139,50 139,20 141,70 136,60 137,00

Serviços 141,97 144,41 154,08 146,99 150,51

Outros 11,14 11,63 12,12 12,15 12,08

TOTAL 527,57 497,26 532,42 525,55 525,83

10

Observa-se também que o consumo residencial não sofreu um grande impacto

decorrente da crise, mas o consumo de 2012 foi 1,8% menor que em 2008.

Enquanto o consumo do setor de serviços vem incrementando nos último anos

passando de 141,97TWh em 2008 para 150,51TWh em 2012.

No que concerne ao número de consumidores, na Tabela 9 se observa que em

2012 existiam 48,77 milhões de consumidores conectados às redes de

distribuição. Deste total, 93,7% correspondem a consumidores residenciais.

Tabela 9: Número de consumidores conectados à rede de distribuição, em

milhões: 2010-2012



Entre 2010 e 2012 o número de consumidores aumentou em 3,9%, sendo que os

consumidores comerciais e industriais foram os que tiveram um maior

incremento passando de 2,5 milhões em 2010 para 3,05 milhões em 2012

representando um crescimento de 21,7%. No mesmo período, os consumidores

residenciais passaram de 44,39 milhões em 2010 para 45,72 milhões em 2012,

com crescimento de 2,9%.

1.2. Estrutura do setor elétrico da Alemanha

1.2.1. Organização do setor elétrico da Alemanha

O setor elétrico da Alemanha foi liberalizado em 1998 com a Law on the Fuel and

Electricity Industries, que efetivou a EU Energy Directive 96/92/EC5. Assim, a

indústria elétrica na Alemanha foi dividida em atividades competitivas –

geração e comercialização – e aquelas que são consideradas monopólio natural

e precisam ser reguladas – transmissão e distribuição.

Na atividade de geração, todos os geradores atuam em regime de livre

concorrência oferecendo energia no mercado de eletricidade. No marco do

Energiewende os geradores são incentivados a desenvolver energia renováveis,

mas as decisões de investimento dependem do mercado.

Na atividade de transmissão não existe um único operador do sistema como no

Brasil, mas quatro diferentes operadores, que também são os proprietários da

rede de transmissão (TSO). O maior operador é a Amprion GmbH, com 11.000

km de linhas. Ele opera na maior parte da Alemanha e serve de principal

5 Ockenfels et al (2008).

2010 2011 2012

Comércio e Indústria 2,50 2,89 3,05

Residencial 44,39 44,77 45,72

TOTAL 46,89 47,66 48,77

11

interconexão com os outros países da Europa. O segundo operador é TenneT

TSO GmbH, com 10.700 km de linhas, que opera desde a fronteira com

Dinamarca até os Alpes. O terceiro operador do sistema é TransnetBW GmbH,

com 3.236 km, que opera em Baden-Württemberg. Por fim, o quarto operador é

50Hertz Transmission, com 9.840 km de linhas, que opera no norte e leste da

Alemanha6.

A expansão da rede é considerada fundamental para o desenvolvimento de

fontes renováveis. Neste sentido, desde 2011 o Federal Network Agency –

regulador – como consequência das legislações Grid Expansion Acceleration Act e

o Energy Act, recebeu novas responsabilidade com relação à expansão do sistema

de transmissão. Assim, entre outras decisões, o regulador fica responsável por

submeter ao governo federal um plano federal de requisitos (federal requirement

plan) pelo menos a cada três anos7.

A rede de distribuição é operada por um grande número de empresas

integradas verticalmente, que além de operar na distribuição em geral também

têm ativos de geração e são comercializadores. Assim, em 2010 existiam na

Alemanha um total de 869 operadores de distribuição, dos quais 794 tinham

menos de 100.000 consumidores8.

1.2.2. Marco Institucional

No setor elétrico da Alemanha, além das empresas privadas, existem as

seguintes instituições para garantir o bom funcionamento do mercado:

a) Federal Ministry for Economic Affairs and Energy, que tem a responsabilidade

de formular e implantar a política energética9.

b) Federal Ministry for the Enviroment, Nature Convertion, Building and Nuclear

Safety, que tem a responsabilidade de elaborar políticas para a energia

renovável e a segurança da energia nuclear10.

c) Federal Network Agency (bundesnetzagentur)11, que é o regulador do sistema

elétrico, encarregado de supervisionar a operação dos operadores das redes

de transmissão e distribuição. As bases legais para as atividades do Federal

Network Agency estão dadas pela Energy Act e pela Grid Expansion

Acceleration Act.

d) O Federal Network Agency tem a responsabilidade de aprovar as tarifas de

uso das redes, garantir o livre acesso e garantir a qualidade do sistema.


7 Bundesnetzagentur (2014).




11 Bundesnetzagentur (2014).

12

e) Federal Cartel Office (bundeskartellamt) é uma autoridade federal

independente responsável em garantir a concorrência dos mercados na

Alemanha12.

f) European Energy Exchange (EEX) localizada em Leipzig é o maior operador

do mercado atacadista de energia elétrica na Alemanha e um dos maiores na

Europa. A EEX oferece plataformas de comercialização de energia elétrica,

gás natural e de permissões de emissão de CO2 e também opera o mercado

de derivativos financeiros para transações de energia, além de oferecer um

espaço de negociação de contratos over-the-counter (OTC).13.

g) European Power Exchange (EPEX SPOT) é uma plataforma do mercado spot

de energia, operada pela EEX e pela Powernext. Nesta plataforma se realizam

transações de energia elétrica no mercado do dia seguinte e no mercado

intradiário.

1.2.3. Mercado de eletricidade

A comercialização de energia na Alemanha está dividida em dois grandes

mercados, o mercado atacadista, onde se comercializa grandes quantidades de

eletricidade, e o mercado de varejo, no qual todos os consumidores finais

escolhem o comercializador de energia do qual irá contratar o serviço.

No mercado atacadista a comercialização de energia elétrica pode ser feita

através do mercado spot ou diretamente entre os agentes. A comercialização

independente utiliza-se do instrumento “Contrato Bilateral” e é realizada

diretamente entre os agentes, denominando-se over-the-counter (OTC), sendo a

negociação sobre preço e quantidade realizada entre as partes14.

No mercado spot se comercializa energia física de curto prazo, assim como

instrumentos financeiros que permitem cobrir o risco da variação de preços.

Na Alemanha existem dois operadores onde os produtores e compradores

podem comercializar energia: a EEX e a EPEX SPOT15.

A EEX administra o mercado spot, o mercado de derivativos financeiros e uma

plataforma de negociação bilateral de produtos (mercado de balcão ou OTC)16.

A EPEX SPOT, por sua vez, é a plataforma do mercado spot e opera o mercado

do dia seguinte, através de leilões, e o mercado intra diário para França,

Alemanha, Áustria e Suíça17. No mercado do dia seguinte se comercializa

12 Bundeskartellamt (2013).


14 Rademaekers et al (2008).




13

(através de leilões) energia a ser despachada nas 24 horas do dia posterior à

transação. No mercado intra diário, por sua vez, se comercializa energia a ser

despachada no mesmo dia da operação18.

Para terem cobertura dos efeitos financeiros advindos da variação dos preços

no mercado, os agentes utilizam derivativos financeiros como futuros, opções e

contratos forward19.

1.2.4. Preço da energia elétrica

O preço da energia elétrica na Alemanha, especialmente o preço para os

consumidores residenciais, está entre os mais caros da Europa. O estudo

realizado pela Comissão Europeia publicado em 2012 demostra que, entre 2007

e 2011, dos componentes da tarifa final de eletricidade, o custo da energia

elétrica e os custos das linhas de transmissão e distribuição na Alemanha

permaneceram estáveis, enquanto os impostos e encargos triplicaram. O

documento mostra que os impostos e encargos representam 44,9% da tarifa de

energia elétrica na Alemanha. O fator fundamental para o incremento da tarifa

de energia elétrica na Alemanha é a taxa de EEG mais bem explicada na secão

subsequente, que desde 2012 representa 13% da tarifa residencial20.

O Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)21 22

A energia elétrica comprada das fontes renováveis tem que ser comercializada

no mercado spot de energia pelos TSOs. O volume de energia renovável é

definido no mercado do dia seguinte independente do preço. Isso ocorre em

parte devido ao fato de que a maior parte das energias renováveis ter custos

variáveis nulos ou muito baixos e, por isso, qualquer preço cobre o custo

variável de produção. Mas a regulação também assegura às renováveis

prioridade de despacho. Assim, elas deslocam os geradores mais caros e

reduzem os preços de mercado.

A energia renovável tem custos maiores que a produção de energia

convencional e, por isso, precisa existir um mecanismo para complementar as

receitas. É cobrado um encargo EEG para cobrir a diferença entre o custo da

energia e o preço do mercado, o valor deste encargo é calculado ex ante para o

ano seguinte pelo Federal Ministry for the Enviroment, Nature Convertion, Building

and Nuclear Safety.

18 EPEXSPOT (2014).

19 EEX (2012).


21 Lei de Energias Renováveis .


14

Com o crescimento das energias renováveis observou-se uma tendência à

mudança na dinâmica dos preços de mercado. Por um lado os preços sofrem

oscilações pronunciadas com as variações na força dos ventos e também do sol.

Por outro lado, o grande aumento da geração solar, que resultou na diminuição

da diferença entre o preço da energia durante o dia e a madrugada.

1.2.5. Impostos e Subsídios

Como já discutido, o objetivo da EEG (Lei de Energias Renováveis da

Alemanhã) é incentivar a geração elétrica renovável através de um pagamento

pela energia alimentada na rede, variável conforme a capacidade da instalação.

Para o ano 2014 ao EEG estimou um orçamento anual ao subsídio ás renováveis

estimado em €20 bilhões23. Esse subsídios as fontes renováveis é pago através

de um sistema de tarifa feed-in. Neste caso, o pagamento da energia gerada é

repassado ao transmissor, que transfere o montante ao operador local que por

sua vez inclui esse custo a mais na tarifa final para os consumidores. O

operador é o responsável por efetuar o pagamento aos geradores de

renováveis24. Assim, o modelo de expansão da matriz renovável alemã é

financiado por tributos e encargos que incidem na conta de eletricidade.

Na Tabela 10 se detalham os impostos que devem ser pagos segundo a

categoria de consumo, a partir de dados da Eurostat (2013). Observa-se que

tanto os consumidores residenciais quanto os industriais pagam diversos

impostos e encargos pelo consumo de energia elétrica.

23 State aid: Commission approves German renewable energy law EEG 2014 (European Commission).

24 Greenpeace (2008) – O caminho da sustentabilidade energética.

15

Tabela 10: Impostos e encargos sobre o consumo de energia elétrica na

Alemanha, em centavos de euro, 2013

Fonte: Eurostat(2013)- Electricity prices- price system

TIPO INDUSTRIAL RESIDENCIAL

0,11 ct/kWh

Consumidores privados em pequenas

cidades : 1,25 ct/kWh

Consumidores privados em grandes

cidades : 2,39 ct/kWh

Residenciais : 1,79 ct/kWh

Taxa regular Taxa regular

2012 : 3,59 ct/kWh 2012 : 3,59 ct/kWh

2013 : 5,28 ct/kWh 2013 : 5,28 ct/kWh

A indústria eletro intensiva paga uma

taxa entre 0,05 ct/kWh e a taxa regular

dependendo do consumo

Consumo até 100.000 kWh/a Consumo até 100.000 kWh/a

2012: 0,002 ct/kWh 2012: 0,002 ct/kWh

2013: 0,126 ct/kWh 2013: 0,126 ct/kWh

Consumo maior a 100.000 kWh/a, não

eletro intensivo

Taxa fixa: 0,05 ct/kWh

Consumo maior a 100.000 kWh/a, eletro

intensivo



2012: 0,151 ct/kWh 2012: 0,151 ct/kWh

2013: 0,329 ct/kWh 2013: 0,329 ct/kWh


eletro intensivo



intensivo



2013: 0,25 ct/kWh 2013: 0,25 ct/kWh


eletro intensivo



intensivo


1,54 ct/kWh 2,05 ct/kWh

VAT 19% 19%

Não

reembolsáveis

Reembolsáveis

Taxa de Concessão

EEG - Repartição 2012

KWK- Sobretaxa 2012

19 NEV Taxa atual 2012

Offshore-Rateio de responsabilidade 2013

Electricity tax

16

2. ESPANHA

A Espanha é um país com 505.600 km2 de extensão e uma população estimada

em 46,76 milhões de pessoas em 201225. Na Tabela 11 se observa que o PIB real

da Espanha não cresce desde 2008, sendo que em 2009 e 2012 ocorreram quedas

na magnitude de 3,83% e 1,64% respectivamente. O decréscimo do PIB real é

consequência da crise econômica que ainda perdura na Espanha. O PIB per

capita experimentou uma queda de 7,2% entre 2008 e 2012, passando de US$

26.738 para US$ 24.817.

Tabela 11: Crescimento do PIB real e per capita na Espanha: 2008-2012


2.1. Sistema Elétrico da Espanha

Na Espanha existem quatro sistemas elétricos, como se vê na Figura 2: O

Sistema Peninsular, o Sistema Balear, o Sistema das Ilhas Canárias e o Sistema

de Ceuta e Melilla.

Figura 2: Sistemas elétricos da Espanha

Segundo dados da Red Eléctrica de España (REE), o Sistema Peninsular

representa 94,6% da potência instalada na Espanha. O Sistema Balear tem 2,3%

da potência instalada, enquanto o Sistema das Ilhas Canárias tem 2,9% da


17

potência. Por fim, o Sistema de Ceuta e Melilla representam menos de 1% da

potência total.

O Sistema Peninsular e o Sistema Balear estão interconectados por uma linha

de corrente continua de 250KV26. Os Sistemas das Ilhas Canárias e de Ceuta e

Melilla são isolados.


A matriz elétrica da Espanha é constituída principalmente por fontes térmicas,

hídrica e eólica. Segundo dados da Eurostat, em 2012, a capacidade instalada

total na Espanha era de 107,64GW, dos quais as fontes térmicas representaram

46,3%, enquanto a geração eólica representou 21,2%, a hidrelétrica 19,5%, a

solar 6,1% e nucleares 6,9%, conforme se observa na Tabela 12. Entre 2008 e

2012, a capacidade total da Espanha cresceu 12,02%, passando de 96,09GW em

2008 para 107,64GW em 2012. As fontes que tiveram um maior aumento foram

a solar e a eólica27. Entre 2008 e 2012, a geração solar passou de 3,45GW para

6,6GW, representando um aumento de 91,3%, enquanto a capacidade de

geração eólica passou de 16,56GW para 22,78GW, apresentando 37,56% de

incremento. As fontes térmicas aumentaram em 4,09%.

Tabela 12: Capacidade instalada por fonte na Espanha, em GW: 2008-2012


Segundo dados da REE, a capacidade instalada para ano de 2013 foi de

108,2GW, dos quais 94,57% pertenciam ao sistema peninsular, 2,94% às

Canárias, 2,3% às Baleares e o restante aos territórios de Ceuta e Melilla.

2.1.2. Geração

Em 2012 a geração líquida na Espanha foi de 286,6TWh, dos quais 50,2%

correspondeu a geração termoelétrica, seguido pela geração nuclear com

participação de 20,5% e a geração eólica com 16,8%.

Como se observa da Tabela 13, embora a potência instalada global tenha

aumentado 8,1% entre 2009 e 2013, a geração líquida de energia elétrica caiu

26 REE (2013).

27 REE (2013).

18

4,9% no período entre 2008 e 2012, passando de 301,5TWh para 286,6TWh28. A

principal razão para a queda da geração é a queda no consumo de energia, que

será analisada mais adiante.

Tabela 13: Geração líquida por tipo de fonte na Espanha, em TWh: 2008-2012


A Espanha tem interconexões elétricas com Portugal e com a França, países com

os quais realiza transações de compra e venda de energia elétrica. Na Tabela 14

observa-se que a Espanha é um exportador líquido de energia elétrica, tendo

em 2012 exportado 18,99GWh e importado 7,79GWh.

Tabela 14: Exportação e Importação de energia elétrica na Espanha, em TWh:

2008-2012



Segundo dados do Ministerio de Industria, Energía y Turismo (2012), em 2012, a

Espanha possuía 639.506 km de rede, dos quais as linhas áreas correspondiam

por 70% (447.658 km) e as linhas subterrâneas por 30% (191.848 km). Os níveis

menores que 1KV aportaram 41,34% da extensão de rede espanhola. Já os

maiores níveis de tensão, isto é, aqueles superiores a 300KV, totalizaram 20.104

km, o que correspondeu a 3,14% da extensão, conforme demonstrado na Tabela

15.

28 REE (2013).

2008 2009 2010 2011 2012

Importação 5,88 6,75 5,21 7,93 7,79

Exportação 16,92 14,86 13,54 14,02 18,99

19

Tabela 15: Extensão das linhas de transmissão e distribuição da Espanha, em

km: 2012

Fonte: Ministerio de Industria, Energía y Turismo (2012)

Segundo a REE (2013), nos últimos cinco anos, a rede de transmissão da

Espanha cresceu 11%29, sendo que as linhas de 220KV aumentaram 70%,

passando de 348 km em 2009 para 594 km em 2013, seguido do aumento nas

linhas iguais ou maiores a 400KV, que passaram de 18.056 km em 2009 para

20.641 em 201330.

A Tabela 16 apresenta as perdas da rede de transmissão e distribuição na

Espanha, que representaram em média 8,9% da geração liquida entre 2008 e

2012.

Tabela 16: Perdas da rede de distribuição e transmissão na Espanha, em TWh:

2008-2012


2.1.4. Consumo

Segundo a Eurostat (2013), o consumo de energia elétrica na Espanha31 em 2012

foi de 240,2TWh, dos quais 31,25% corresponderam ao setor residencial, 30,16%

ao setor industrial, 33,39% ao setor de serviços32 e 5,2% a outros setores33.

29 REE (2013).

30 REE (2013).

31 Para o sistema peninsular.

20

Na Tabela 17 se observa a evolução do consumo de eletricidade na Espanha

entre 2008 e 2012 por categoria de consumo. Nota-se que entre 2008 e 2009

houve uma queda expressiva de 6% no consumo de energia elétrica causada

principalmente pela forte queda do consumo do setor industrial que passo de

94,2TWh em 2008 para 76,8TWh em 2009, queda de 18,5%, decorrente da crise

econômica. Contudo, nos anos seguintes, observa-se uma recuperação do nível

de consumo puxado pelo consumo residencial, que entre 2009 e 2012 cresceu

em 5,4% sendo que não apresentou queda no período 2008-2009.

Tabela 17: Consumo de energia por tipo de consumidor na Espanha, em TWh:

2008-2012


2.2. Estrutura do setor elétrico da Espanha

2.2.1 Organização do setor elétrico da Espanha

Com a promulgação da Lei 54/1997 se liberalizou progressivamente o setor

elétrico, que até então era caracterizado por grandes empresas verticalizadas,

exercendo monopólio nas diferentes regiões da Espanha, reduzindo a

intervenção pública na gestão do sistema.

Atualmente o setor elétrico é regulado pela Lei 24/201334, que estabeleceu a

obrigação de separar jurídica e contabilmente as atividades reguladas

(transporte e distribuição), que são fornecidas sob um regime econômico e de

funcionamento regulado, das atividades liberalizadas (geração e

comercialização), que são desenvolvidas pelos operadores em regime de livre

concorrência.

A atividade de geração foi dividida em duas modalidades, pelo Decreto Real

436/04 do Ministério de Economia em Regime Ordinário e Regime Especial,

com o objetivo de incentivar o uso de fontes renováveis para a produção de

eletricidade. Assim, no Regime Especial se consideram as usinas de geração que

32 A Eurostat define o consumo de energia elétrica do setor de serviços como o consumo dos escritórios de negócios públicos e privados (Eurostat 2011).

33 Nestes setores estão as atividades de pesca e agricultura.

34 Secretaria de Estado de Energía (2013).

Categoria de Consumo 2008 2009 2010 2011 2012

Residencial 69,4 71,4 75,7 76,1 75,1

Industrial 94,2 76,8 73,5 73,5 72,5

Serviços 79,8 81,0 83,9 81,3 80,2

Outros 11,7 10,6 11,7 12,7 12,5

Total 255,1 239,8 244,8 243,5 240,2

21

tem uma potência menor de 50MW e utilizam fontes renováveis, resíduos ou

cogeração. Nesta categoria as geradoras têm um regime econômico e jurídico

diferenciado que as protege das incertezas relacionadas à venda da energia em

um mercado de curto prazo. No Regime Ordinário se consideram todas as

demais fontes.

Na Espanha a expansão da capacidade de geração no regime ordinário depende

das decisões dos agentes do mercado. Já as fontes renováveis são contratadas

no regime especial através de tarifas incentivadas.

Na atividade de transmissão, a Lei 17/2007 define a Red Eléctrica de España

(REE) como gestor da rede de transmissão, considerando-o como o

transportador único em regime de exclusividade35. Como responsável da rede

de transmissão, a REE tem a responsabilidade de manter e ampliar a rede.

No sistema peninsular a rede de transmissão primária está constituída por

linhas e subestações com tensão de entrada igual ou superior a 380KV, e a rede

secundária é formada por linhas superiores a 220KV. Por outro lado, no sistema

não peninsular se considera como rede de transmissão todas as linhas e

subestações com tensão igual ou maior a 66KV36.

A atividade de distribuição tem o objetivo de transportar a energia elétrica

desde a rede de transmissão até os pontos de consumo. Tal atividade é regulada

pela Lei 24/2013 e pelo Decreto Real 1955/200037. Os distribuidores são os

gestores da rede de distribuição e têm a responsabilidade de manter e expandir

a rede para garantir o fornecimento. Na península, a rede de distribuição é

formada pelas linhas e subestações com uma tensão menor de 220KV38.

Os comercializadores são todos os agentes que, tendo acesso à rede de

distribuição, realizam a venda de energia elétrica aos consumidores. Estes

agentes adquirem a energia no mercado e a vendem aos clientes através de um

contrato no qual se inclui o preço da energia, as tarifas dos segmentos regulados

(transmissão e distribuição) e uma margem de comercialização39.

A Lei 24/201340 define dois tipos de consumidores na Espanha: aqueles que

contratam o fornecimento de energia elétrica com os comercializadores e os

consumidores diretos, que contratam energia diretamente no mercado de

produção.

35 Red Eléctrica de España (2013).

36 Ley 24/2013 del Sector Eléctrico.

37 Secretaria de Estado de Energia (2013).

38 Ley 24/2013 del Sector Eléctrico.

39 UNESA (2013).

40 Artigo 44. Lei 24/2013, inciso c e d (p. 55).

22


Conforme já mencionado, a Lei 24/2013 regula a estrutura e o funcionamento

do setor elétrico dividido entre atividades reguladas e as não reguladas. Neste

sentido, as instituições que fazem parte da regulação do setor são:

a) Parlamento y Governo, que estabelece a política energética nacional através da

aprovação de leis que regulam o setor.

b) Ministério de Economia y Competitividade, que é responsável pela elaboração e

a promulgação de políticas que melhorem a concorrência nos diferentes

setores da economia, incluindo o setor de energia41.

c) Ministério de Indústria, Energia y Turismo, responsável pela elaboração de

políticas energéticas através da Secretaria de Estado de Energia.

d) A Secretaria de Estado de Energia42 é a responsável de elaborar propostas de

normas para regular o setor e de aprovar a estrutura tarifária, os preços de

produtos energéticos e os pedágios.

e) Comissiona Nacional de Energia (CNE)43: é o ente regulador dos sistemas

energéticos, criado pela Lei 34/1998. Seu objetivo é zelar pela concorrência

efetiva nos sistemas energéticos e pela objetividade e transparência de seu

funcionamento. A CNE tem várias funções no setor energético, incluindo o

setor elétrico. Dentre estas funções encontra-se a responsabilidade da CNE

zelar pelo cumprimento das normas do setor energético; planejar o setor

energético; definir tarifas, pedágios e outras retribuições correspondentes ao

setor energético. Além disso, a CNE é órgão arbitral em caso de conflito

entre empresas do setor elétrico.

f) Red Eléctrica de España (REE)44, é uma empresa com a maioria do capital

público que, além de ser a proprietária das redes de transmissão também é o

operador do sistema elétrico espanhol, tanto na península quanto nos

sistemas não peninsulares. O operador deve garantir a segurança e

continuidade do fornecimento de energia elétrica, assim como coordenar o

transporte de energia dos produtores para os distribuidores. No relativo à

expansão do sistema, a REE elabora anualmente as previsões de evolução da

demanda elétrica de médio e longo prazo, assim como a sua cobertura,

variáveis fundamentais para a planificação da expansão da rede. Com base

nestas variáveis, a REE elabora os planos de expansão que são aprovados

pelo Ministerio de Industria, Energía y Turismo.

g) Operador do Mercado Ibérico de Energía (OMEL) é o operador do mercado,

responsável pela gestão econômica do sistema de compra e vendas de

41 Real Decreto 1823/2011. Presidencia del Gobierno de España.

42 Real Decreto 344/2012. Ministério de Hacienda y Administraciones Públicas.

43 Comisión Nacional de Energia (CNE) (2013).

44 REE (2013). Operação do sistema elétrico.

23

energia elétrica no mercado diário, assim como de estabelecer os

mecanismos necessários para o pagamento das transações bilaterais45.


A Lei 24/13 (Título IV, artigos 23 e 24) regula a comercialização de energia

elétrica no mercado elétrico atacadista.

Preconiza-se a existência de contratos bilaterais entre os agentes para o

fornecimento de energia elétrica. Assim sendo, os comercializadores devem

contratar energia elétrica com os produtores. Estes contratos têm o prazo e o

preço livremente definidos entre as partes.

Existe ainda o mercado spot de energia elétrica, no qual se negocia energia no

curto prazo. Assim, os produtores fazem ofertas econômicas de venda de

energia elétrica ao OMEL para cada período de programação do dia seguinte,

enquanto os comercializadores informam suas necessidades de energia elétrica

à OMEL para este mesmo período.

A entrada em funcionamento das plantas produtoras é definida pela ordem de

mérito, partindo da oferta mais barata até igualar a demanda de energia no

período programado. O preço do mercado spot em cada período corresponde

preço da oferta mais cara aceita para aquele período, isto é, ao custo marginal

de curto prazo.


No setor elétrico da Espanha são os comercializadores que vendem energia

para os clientes. Eles contratam a energia elétrica com os produtores, têm

contratos de acesso às redes de transmissão e distribuição e vendem energia

para os usuários finais.

Tanto a atividade de transmissão quanto a de distribuição têm uma tarifa

regulada. No caso da distribuição, a Lei 27/2013 estabelece que a remuneração

da atividade de distribuição seja estabelecida segundo regulação por incentivos,

considerando os seguintes critérios:

Custos de investimentos; Custos de operação e manutenção das

instalações;

Energia distribuída;

Modelo que caracteriza as zonas de distribuição.

Os preços pagos pelos consumidores finais pelo serviço de energia elétrica

podem ser de três tipos46:

45 Lei 24/2013. Art. 23 e 24 do Título IV.

46 Lei 27/2013. Art 17 do Título III.

24

i. Preço do comercializador, que inclui o custo de produção, o pedágio de

transmissão, a tarifa de distribuição, os encargos correspondentes e uma

margem sobre a atividade de comercialização.

ii. Preço voluntário, destinado ao pequeno consumidor de energia elétrica,

sendo igual para todo o território da Espanha e definido como o preço

máximo que os comercializadores podem cobrar dos pequenos

consumidores. A norma define que tipo de consumidores podem ser

considerados pequenos consumidores. Para o cálculo do preço

voluntário se inclui: o custo de produção determinado segundo o

mecanismo de mercado, pedágio de acesso à rede de transmissão, tarifa

de acesso à rede de distribuição, custos de comercialização e os encargos

correspondentes.

iii. Tarifa de último recurso destinada àqueles consumidores caracterizados

como vulneráveis, que segundo a Lei 24/2013 são aqueles que sendo

pessoa física têm uma potência contratada menor a 3 kW. Esta tarifa é

única em todo o território espanhol e deve incorporar um desconto com

respeito aos preços voluntários.


A Espanha é um destaque internacional no setor eólico. A principal política de

incentivos a essa fonte ocorreu com o pagamento de tarifas feed-in aos

geradores, por parte dos distribuidores. No país, os geradores poderiam optar

entre uma tarifa feed-in e um bônus garantido (premium), pago ao preço

máximo alcançado no mercado atacadista.

No entanto, este sistema de preços foi revogado pelo Decreto Real – Lei 9/2013.

O motivo da revogação decorreu do Decreto Real 6/2009 que estabeleceu que,

para 2013, uma parte da conta dos consumidores deveria balancear os custos

incorridos pelo Estado através do regime de apoio, para evitar o déficit

tarifário47. No entanto, considerou-se que a meta estabelecida não seria

alcançada em 2013. Por essa razão, bem como pelo alto crescimento das

energias renováveis na Espanha, acima do estipulado, esse esquema de apoio às

renováveis foi eliminado48.

Atualmente, as plantas renováveis contam com um regime específico. Assim,

além do preço de mercado, os valores dos incentivos são baseados em diversos

parâmetros, calculados para “instalações-padrão”49 que por definição são

eficientes. O objetivo é fornecer uma rentabilidade razoável baseada nos custos

eficientes da “instalação-padrão”. O montante fornecido considera o retorno de

47 Legal Sources on Renewable Energy (2014) Spain: Summary – Support schemes.

48 Legal Sources on Renewable Energy (2014) Spain: Summary – Support schemes.

49 Legal Sources on Renewable Energy (2014) Premium tariff (Régimen retributivo especial).

25

investimento e de operação, o preço anual médio nos mercados diário e intra-

diário, o número mínimo de horas de operação, entre outras variáveis. Assim,

garante-se, de forma geral, uma rentabilidade em torno de 7,5%.

Além dos custos correspondentes ao incentivo às fontes renováveis, o

consumidor espanhol deve pagar os impostos detalhados na Tabela 18,

elaborada com base na informação da Eurostat (2013).

Tabela 18: Impostos aplicados ao consumo de eletricidade na Espanha, 2013


Em relação aos subsídios, a Lei 24/2013 estabelece o abono social, aplicado aos

consumidores vulneráveis e que representa a diferença entre o preço voluntário

e a tarifa de último recurso que, como já mencionado, é destinado ao pequeno

consumidor.


0,15% do valor faturado 0,15% do valor faturado

4,864% do valor faturado multiplicado

por 1,05113

4,864% do valor faturado multiplicado

por 1,05113

2012: 18% 2012: 18%

2013: 21% 2013: 21%

Não

reembolsáveis

Taxa da CNE

Imposto sobre a eletricidade

VAT

26

3. FINLÂNDIA

A Finlândia possui território de 338.420 km2 e uma população de 5,4 milhões de

pessoas (em 2012)50. Conforme a Tabela 19, o crescimento do PIB real da

Finlândia teve muitas variações no período 2008 a 2012. No ano 2009, a

Finlândia teve uma forte queda do PIB real de 8,54% consequência da crise

econômica; durante 2010 e 2011 houve uma recuperação da economia. Em 2012,

no entanto, o crescimento do PIB real voltou a ser negativo. No que concerne ao

PIB per capita, observa-se que em 2012 o PIB per capita foi 5,5% menor do que o

de 2008.

Tabela 19: Crescimento do PIB real e per capita da Finlândia: 2008-2012


1.1. Sistema Elétrico da Finlândia

O sistema elétrico da Finlândia faz parte do mercado nórdico de energia elétrica

juntamente com a Noruega, Suécia e Dinamarca, como se pode observar na

Figura 3: Mercado nórdico de energia elétrica. Todas as transações de energia

elétrica são realizadas entre estes quatro países no Nord Pool Spot. Existem ainda

interconexões com Rússia e Estônia51.


51 Fingrid (2014).

27

Figura 3: Mercado nórdico de energia elétrica

Fonte: Nord Pool Spot (2014)


A matriz elétrica da Finlândia é principalmente térmica. Em 2012 a capacidade

instalada era de 16,91GW, dos quais 63,2% correspondiam a fontes de geração

térmica, conforme verificado na Tabela 20. As fontes hídrica e nuclear também

têm uma participação considerável na matriz elétrica, sendo de 18,9% (3,2GW) e

16,3% (2,75GW).

A cogeração na Finlândia tem um papel importante. Na primeira década do

século XXI foram instaladas 53 plantas de cogeração, das quais 30% eram

destinadas a repor geradoras antigas e o restante corresponde a novas plantas.

Estas usinas usam como insumo gás natural, carvão e madeira. É preciso

destacar que a cogeração usando madeira tem uma participação importante

considerando que existe uma grande indústria madeireira na Finlândia, que usa

os resíduos para a geração de energia elétrica52.

52 IEA (2013) Energy Policies of IEA Countries – Finland 2013 Review.

28

Tabela 20: Capacidade instalada segundo fonte na Finlândia, em GW: 2008-

2012

Fonte. Eurostat (2013)

No período 2008 a 2012 a capacidade instalada da Finlândia aumentou em

apenas 1,4%, sendo que a fonte que teve maior crescimento percentual foi a

eólica, que passou de 143mw em 2008 para 257mw em 2012, representando um

crescimento de 79,7%. O crescimento da fonte eólica na Finlândia é uma

consequência do subsídio tipo feed-in existente no país para tal fonte53.

3.1.2. Geração

Em 2012 a geração líquida total da Finlândia foi de 67,6TWh, conforme a Tabela

21. A fonte térmica foi responsável por 41,6% do total da energia gerada,

enquanto a nuclear e a hídrica foram responsáveis por 32,6% e 24,7%

respectivamente.

A geração total em 2012 foi 9% menor do que a verificada em 2008 e 4,2%

menor do que a de 2011, uma consequência da crise econômica evidenciada na

queda do PIB real.

Tabela 21: Geração líquida por fonte na Finlândia, em TWh: 2008-2012


Conforme já mencionado, a Finlândia pertence ao mercado elétrico nórdico

junto à Noruega, Suécia e Dinamarca. Na Tabela 22 se observa que a Finlândia é

uma importadora líquida de energia elétrica: em 2012 o país importou

19,09TWh de energia enquanto exportou apenas 1,65TWh.

53 Subsidio a fonte eólica está explicado no ponto 3.2.4. Impostos e subsídios.

29

Tabela 22: Exportação e importação de eletricidade na Finlândia, em

TWh:2008-2012



A rede elétrica na Finlândia pode ser dividida entre redes de transmissão, redes

regionais e redes de distribuição A extensão total de linhas de alta voltagem

(110-400KV) é de, aproximadamente, 20.700 km, valor que considera as linhas

transmissão regionais. Segundo a Finnish Energy Industries, a Fingrid é

proprietária de cerca de 14.000 km de linhas de transmissão, conforme a Tabela

23.

Tabela 23: Extensão da rede de transmissão na Finlândia, em km: 2013

Fonte: IEAA (2013) – Energy Policies of IEA Countries: Finland 2013 Review

Segundo a Finnish Energy Industries, para 2012, as redes de média voltagem

possuíam 137.000 km e as de baixa voltagem, 232.400 km. Dessa forma, o

sistema elétrico finlandês contava com 390.100 km de redes no total54.

Na Tabela 24 se observa que as perdas na redes de distribuição e transmissão na

Finlândia foram em média 4% da geração líquida no período de 2008 a 2012.

Tabela 24: Perdas na rede de distribuição e transmissão na Finlândia, em

TWh: 2008-2012


54 Finnish Energy Industries (2012) Electricity Network.

2008 2009 2010 2011 2012

Exportações 3,34 3,38 5,22 3,80 1,65

Importações 16,11 15,46 15,72 17,66 19,09

TENSÃO 2013

110 kV 7.500,00

220 KV 2.350,00

440 kV 4.100,00

TOTAL 13.950,00

30

3.1.4. Consumo

O consumo de energia elétrica na Finlândia em 2012 foi de 80,76TWh, conforme

a Tabela 25. Do total 47,3% correspondem ao consumo industrial, 27,5% ao setor

residencial e 22,1% ao setor de serviços.

Tabela 25: Consumo de eletricidade por tipo de consumidor na Finlândia, em

TWh: 2008-2012


Observa-se que, de forma similar a outros países da Europa, o consumo de

energia elétrica na Finlândia caiu 6,6% em 2009, quando comparado a 2008,

principalmente devido à acentuada queda do setor industrial (16,25%) causada

pela forte crise econômica internacional que afetou a produção. Embora tenha

existido o aumento do consumo em 2010, em 2011 e 2012 o consumo voltou a

ser menor que em 2008, ainda devido aos reflexos da crise no setor industrial. É

preciso destacar que as indústrias de maior consumo são a de madeira e de

metais55.

Por outro lado, o setor residencial e o setor de serviços aumentaram o consumo

em 9,28% e 7,89%, respectivamente, com relação ao ano de 2008.

1.2. Estrutura do setor elétrico da Finlândia

3.2.1. Organização do setor elétrico da Finlândia

O setor elétrico da Finlândia foi aberto à competição gradualmente logo após a

aprovação da Electricity Market Act (386/1995)56. Assim, desde 1998 todos os

consumidores são livres para escolher o seu provedor de energia elétrica.

Neste contexto, o sistema elétrico da Finlândia é conformado por geradores, a

rede de transmissão central, as redes locais, a rede de distribuição e os

consumidores de energia elétrica57.

A atividade de geração é uma atividade em regime de concorrência, na qual as

plantas geradoras com capacidade maior a 1MW devem se cadastrar no Energy

Market Authority. Assim a expansão do sistema é realizada pelos investidores

55 Fingrid (2014).

56 Ministry of Employment and Economy (2014).

57 Fingrid (2014).

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 43,20 36,18 40,36 39,24 38,23

Residencial 20,35 21,24 22,86 21,18 22,24

Serviços 16,53 17,24 17,83 17,24 17,84

Outros* 2,45 2,42 2,43 2,42 2,45

TOTAL 82,54 77,09 83,48 80,08 80,76

http://www.energiavirasto.fi/voimalaitosrekisteri


31

em função dos sinais do mercado . Em 2012 existiam aproximadamente 400

geradores58.

Já as atividades de transmissão e distribuição são monopolísticas e requerem a

autorização do Energy Market Authority59.

Na Finlândia podem-se dividir as redes de transmissão entre rede de

transmissão central e redes regionais60.

A rede de transmissão central de alta voltagem faz parte do sistema integrado

nórdico.61 A Fingrid tem a responsabilidade de operar o sistema de transmissão

central tanto tecnicamente quanto financeiramente. O sistema de transmissão

central é conformado por linhas de alta voltagem, de 110KV, 220KV e 440KV62.

A Fingrid está dividida em:

Fingrid's Main Grid Control Centre, responsável pela operação do

sistema central de transmissão e pela administração do mercado de

diferenças na Finlândia.

Fingrid's regional offices, responsáveis da coordenação das

interrupções da rede e do planejamento das interrupções

necessárias63.

Os proprietários das redes de distribuição têm a responsabilidade de manter,

ampliar, operar e garantir a confiabilidade do sistema.64 Em 2012 existiam 95

operadores de redes de distribuição entre municipalidades e empresas

privadas65.

Por fim, existem na Finlândia 70 comercializadores de energia elétrica que

vendem energia para os consumidores finais, principalmente residenciais66.


No setor elétrico da Finlândia, além das empresas privadas, existem várias

instituições e entidades, conforme a Figura 4.

58 Energiamarkkinavirasto (2012).


60 Fingrid (2014).

61 Fingrid(2014).

62 Fingrid(2014).

63 Fingrid(2014).

64 Fingrid(2014).




32

Figura 4: Entidade e instituições do setor elétrico da Finlândia: 2012

Fonte: Energiamarkkinavirasto (2012)

a) Ministery of Employment and Economy, encarregado da política energética da

Finlândia. Este ministério também é responsável por promover a eficiência

energética, assim como o uso de fontes renováveis para atingir as metas da

política de mudança climática67.

b) The Energy Market Authority. A função desta entidade é regular e promover o

funcionamento do mercado de eletricidade e gás natural contribuindo ao

cumprimento das metas ambientais. Entre suas responsabilidades está a de

supervisionar o mercado atacadista de energia, monitorar a segurança no

suprimento, supervisionar a emissão de CO268 e definir as tarifas das redes

de transmissão e distribuição69.

c) Fingrid: é responsável pela operação, manutenção e planejamento da rede

central de transmissão, assim como pela administração do balaço de energia

entre a oferta e a demanda real, hora a hora70.

d) National Emergency Supply Agency, que tem a função de adotar medidas para

garantir a segurança da oferta em diversos setores de infraestrutura e

serviços considerados fundamentais, como eletricidade71.

e) Competition Authority é a entidade encarregada de proteger a livre

concorrência nos mercados, entre eles o mercado de energia elétrica,



69 IEA (2013) – Energy Policies of IEA Countries: Finland 2013 Review (p. 118).

70 Fingrid (2014).

71 National Emergency Supply Agency (2013).

33

restringindo as atitudes não competitivas como a formação de cartel, poder

de mercado e outras segundo o estabelecido na Competition Act72.

3.2.3 Mercado de eletricidade

O mercado elétrico da Finlândia está dividido entre o mercado atacadista e o

mercado de varejo. No mercado de varejo os consumidores finais assinam

contrato com os comercializadores, podendo ter estes contratos uma duração

máxima de dois anos73.

No que diz respeito ao mercado atacadista, a Finlândia pertence ao mercado

elétrico nórdico, Nord Pool Spot74, junto com Noruega, Suécia e Dinamarca. O

mercado físico de energia elétrica é administrado pela Nord Pool, sediada na

Noruega, e o mercado de derivativos financeiros é administrado pela NASDAQ

OMX75, também da Noruega.

No entanto, cabe destacar que a Competition Authority tem autoridade no

mercado atacadista para aplicar medidas que garantam a livre concorrência do

mercado76.


Todo dia o Nord Pool Spot calcula o preço do sistema elétrico que equilibra a

oferta e a demanda. Como o preço do sistema não considera possíveis restrições

da rede de transmissão, a Nord Pool Spot calcula preços por área.

Os preços da rede de transmissão e distribuição são fixados pelo regulador,

Energy Market Authority. A metodologia de fixação de preços da rede é revista a

cada quatro anos pelo regulador, que define a nova metodologia e as tarifas

máximas a serem cobradas pelo uso da rede, assim como também estabelece

parâmetros de qualidade77.

O preço para os consumidores finais de energia depende do tipo de

consumidor. Os grandes consumidores preferem, em geral, comprar energia

diretamente no mercado atacadista, enquanto os pequenos consumidores

assinam contratos com os comercializadores de energia, os quais podem definir

o preço livremente, uma vez que atuam em regime de concorrência.

72 Finnish Competition Authority, (2013).


74 Uma explicação mais extensa do funcionamento do Nord Pool Spot está detalhada no ponto 4.2.3. (Noruega).

75 Uma explicação mais extensa do funcionamento do Nasdaq Omx está detalhada no ponto 4.2.3. (Noruega).


77 IEA (2013) – Energy Policies of IEA Countries: Finland 2013 Review (p. 131).

34

Segundo dados do Energy Market Authority78, em 2012 a tarifa final de energia

elétrica para o consumidor residencial era composta conforme se observa na

Figura 5. É preciso destacar que o custo da energia representa apenas 35% do

total da tarifa; os impostos e encargos representam 30%, o custo das redes é 28%

e a margem do mercado de varejo é de 7%.

Figura 5: Composição da tarifa de energia elétrica para o consumidor

residencial na Finlândia: 2012

Fonte: Energiamarkkinavirasto (2012)


Os produtores de eletricidade eólica, de biogás e de biomassa recebem por um

período de 12 anos uma tarifa premium variável, calculada em relação ao o

preço mercado atacadista79. O incentivo paga a diferença entre a tarifa-teto

estabelecida para estas fontes e o preço médio do mercado spot de energia para

os últimos três meses, o valor do subsídio é coberto com recursos do governo da

Finlândia80.

No que diz respeito aos subsídios, na Finlândia vigora um auxílio (energy aid)

para investimentos em instalações de geradoras renováveis e projetos de

pesquisa relacionados. Esses subsídios também são financiados com recursos

estatais.


79 Legal Sources on Renewable Energy (2014) Premium tariff.

80 VTT Technical Research Centre of Finland (2010).

35

No que se refere aos impostos, com base na informação da Eurostat (2013) se

constatou que os impostos que afetam a tarifa de energia elétrica na Finlândia

se distribuem conforme a Tabela 26.

Tabela 26: Impostos sobre o consumo de energia elétrica na Finlândia, em

Euro. 2013


INDUSTRIAL RESIDENCIAL

2012 :0,69 cent/kWh 2012: 1,69 cent/ kWh

2013:0,703 cent/kWh 2013:1,703 cent/kWh

0,013 cent/kWh 0,013 cent/kWh

2012 e anterior: 23% 2012 e anterior: 23%

2013 e adiante: 24% 2013 e adiante: 24%

Não

rembolsáveis

VAT

Imposto ao consumo de eletricidade

Taxa de precaução

36

4. FRANÇA

A França é um país com uma área de 543.965 km2 e uma população total que

em 2012 atingiu 65,70 milhões de habitantes81. Na Tabela 27 se observa que

após a forte queda do PIB em 2009, ocasionada pela crise econômica, a França

começou a se recuperar apresentando taxas de crescimento positivas nos dois

anos posteriores, mas, em 2012, a taxa de crescimento foi menor do que 1%.

Em relação ao PIB per capita, observa-se que após a queda de 3,8% em 2009,

este experimentou um baixíssimo crescimento entre 2010 e 2011, voltando a cair

em 2012 em relação ao ano anterior em 0,3%.

Tabela 27: Crescimento do PIB real e PIB per capita, França, 2008 – 2012


4.1. Sistema Elétrico da França

A Électricité de France (EDF) é a maior produtora de eletricidade do Sistema

Elétrico Francês (SEF) e, através de sua subsidiaria Réseau de Transport

d’Électricité (RTE), é responsável pela operação do sistema transmissão de

energia elétrica e pela operação das interligações internacionais do SEF com o

Reino Unido, Bélgica, Alemanha, Suíça, Itália e Espanha (Figura 6)82.

A outra subsidiaria da EDF é a Électricitré Réseau Distribution France (ERDF),

responsável da gerencia da rede de distribuição de 95% da França. Os 5%

restantes são gerenciados por redes de distribuição local.


82 ERDF. Disponível em: <http://www.erdf.fr/Electricity_network>. Acesso em 02 de julho de 2014.

2008 2009 2010 2011 2012

PIB (crescimento %) (0,08) (3,15) 1,72 2,03 0,01

PIB per cápita (US$ de 2005) 34.759 33.493 33.902 34.420 34.250

37

Figura 6: Sistema Elétrico de Transmissão Francês e Interconexões

Internacionais

Fonte: IEA (2009) – Energy Policies of IEA Countries, France 2009 Review (p.

105)

4.1.1. Matriz Elétrica

A França é o segundo maior produtor e consumidor de eletricidade da Europa,

sendo que o mercado é dominado pela EDF83. O SEF é caracterizado pelo

elevado número de plantas de geração de fonte nuclear. A opção por essa fonte

ocorreu após o primeiro choque do petróleo com o intuito de se beneficiar de

uma fonte que tornasse o país menos dependente energeticamente de seus

vizinhos (WILDT, 2013)84.

No entanto, após o acidente nuclear de Fukushima, o governo francês se vê

obrigado a reconsiderar sua politica energética. Em primeiro lugar pela questão

dos riscos associados à produção de eletricidade a partir de fonte nuclear. E, em

83IEA, 2009. Disponível em: <http://iea-retd.org/wp-content/uploads/2011/10/France-Country-Report.pdf>. Acesso em 30 de junho de 2014.

84 WILDT, 2013. Disponível em: <http://www.systemdynamics.org/conferences/2013/proceed/papers/P1366.pdf>. Acesso em 03 de julho de 2014.

38

segundo, pelo pacote climático e energético imposto pela União Europeia que

prevê metas de fontes renováveis na matriz a serem alcançados até 202085.

Assim, a Autorité de Sùreté Nucleaire (ASN), tomou uma série de medidas

importantes como inspeções das instalações nucleares visando melhorar a

segurança das mesmas. Em 26 de junho de 2012 foram emitidas 32 resoluções

com cerca de trinta requerimentos adicionais referentes às usinas nucleares da

visando aumentar significativamente a segurança das usinas86.

Na Tabela 28 observa-se que para 2012 a França tinha 131GW de capacidade

instaladas dos quais, 48% correspondia à fonte nuclear, 23% à termoelétrica,

19% hídrica, 6% a eólica e 3% a solar. Comparando com o ano 2008, dos

117,5GW instalados nesse ano, 54% pertenciam à nuclear, 22% a térmica, 21% a

hídrica, 3% a eólica e a capacidade de geração solar instalada era pouco

expressiva antes de 2010.

Tabela 28: Capacidade instalada na França, em GW, 2008-2012


Como resultado do pacote climático imposto pela União Europeia, que, entre

outras exigências, determina que a matriz elétrica seja composta de 20% de

fontes renováveis até 2020, a França terá que cobrir um gap de 9,4% do seu

consumo de energia elétrica com fontes renováveis até essa data. A energia

eólica e a solar são consideradas as duas fontes mais importantes para alcançar

este objetivo (WILDT, 2013)87.

85WILDT, 2013.

86 ASN. Disponível em: <http://www.french-nuclear-safety.fr/Information/News-releases/ASN-s-2011-report-there-is-a-before-and-an-after-Fukushima>. Acesso em 4 de agosto de 2014.

87 WILDT, 2013.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

HÍDRICA 25,1 25,2 25,3 25,3 25,4

TÉRMICA 25,6 25,6 28,8 31,9 29,7

NUCLEAR 63,3 63,1 63,1 63,1 63,1

EÓLICA 3,4 4,6 6,0 6,7 7,5

SOLAR 0,1 0,3 1,0 2,8 4,0

OUTROS - 0,0 0,0 1,3 1,3

TOTAL 117,5 118,8 124,3 131,2 131,0

39

4.1.2. Geração

O total líquido de energia elétrica gerada na França em 2012 foi de 539,8TWh.

Desse total, como se observa na Tabela 29, 75% correspondem à geração

nuclear, 11,6% a geração hídrica e 9,7% a geração térmica.

Tabela 29: Geração líquida de energia elétrica por fonte na França, em TWh,

2008-2012


As fontes solar e eólica vêm ganhando espaço na geração. A energia solar na

França vem crescendo a taxas superiores a 100% anual, passando de 42GWh em

2008 para 4TWh em 2012, quase 100 vezes a produção de 2008. Por sua parte, a

geração eólica vem crescendo a taxas maiores de 20% ao ano desde 2008.

Cerca de 80% da eletricidade gerada é destinada ao consumo final88. O restante

é exportado aos países com os quais a França tem interconexão, sendo que uma

parte é perdida nas redes de transmissão e distribuição.

A Tabela 30 apresenta o volume de energia elétrica transacionada entre a França

e seus vizinhos. Segundo esses dados França é um exportador líquido de

energia elétrica, de 2008 a 2012 as exportações são mais do que o dobro das

importações.

Tabela 30: Importação e exportação de energia elétrica na França, em TWh,

2008-2012


88 CRE. Disponível em: <http://www.cre.fr/en/markets/wholesale-market/the-electricity-market>. Acesso em 04 de agosto de 2014.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

HÍDRICA 67,5 61,2 66,4 49,3 62,8

NUCLEAR 418,3 390,0 407,9 421,1 404,9

TÉRMICA 56,6 52,0 59,2 50,5 52,1

EÓLICA 5,7 7,9 9,9 12,1 14,9

SOLAR 0,0 0,2 0,6 2,1 4,0

OUTROS 0,5 0,4 0,5 0,5 1,1

TOTAL 548,6 511,8 544,4 535,4 539,8

2008 2009 2010 2011 2012

Importação 10,7 18,5 19,5 9,5 12,2

Exportação 58,7 44,5 50,2 65,9 56,7

40


As redes de distribuição estão ligadas ao sistema principal de transmissão via

RTE com 2.350 subestações89 espalhados por todo o país. As redes de

distribuição são operadas pela ERDF e 156 empresas locais de distribuição. Em

2012, a França, possuía 104.684 km de redes, conforme a Tabela 31, dos quais

48% em extra-alta voltagem, para longas distancias e interconexões com os

países vizinhos e 52% em alta voltagem para distribuição regional90.

Tabela 31: Extensão das redes de transmissão na França, em km, 2008-2012

Fonte: RTE, França – Electrical energy in France (vários anos)

O principal operador da rede de distribuição, da França, é a Électricité Réseau

Distribution France (ERDF) que em 2012 possuía 1.314.900 km de rede, conforme

Tabela 32, e mais de 35 milhões de usuários, a maioria em baixa tensão.

Tabela 32: Extensão redes de distribuição da França, em km, 201291

Fonte: ERDF, França – Activity and Sustainable Development Report, 201292

89 RTE. Disponível em: <http://www.rte-france.com/en/our-activities/our-network/network-infrastructures/distribution-networks>. Acesso em 23 de julho de 2014.

90 RTE. Disponível em: <http://www.rte-france.com/en/mediatheque/documents/operational-data-16-en/annual-publications-98-en/electrical-energy-in-france-99-en >. Acesso em 10 de julho de 2014.

91 Somente usuários ERDF.

92 ERDF. Disponível em: <http://www.erdf.fr/medias/Institutionnel/ERDF_Rapport_Activite_EN.pdf>. Acesso em 03 de julho de 2014.

2008 2009 2010 2011 2012

400 kV e 225 kV 47.630,00 47.820,00 47.860,00 47.910,00 48.007,00

≤ 150 kV 52.580,00 52.590,00 56.440,00 56.728,00 56.677,00

Total 100.210,00 100.410,00 104.300,00 104.638,00 104.684,00

2012

Operador principal 1,00

Comprimento da Rede (km) 1.314.900,00

Média tensão (20.000 V) 617.700,00

Baixa tensão (230 V / 400 V) 697.200,00

Número de usuários conectados a rede* 35.101.400,00

Em média tensão 101.400,00

Em baixa tensão 35.000.000,00

41

Finalmente a Tabela 33, apresenta as perdas das redes de distribuição e

transmissão na França. Assim, entre 2008 e 2012 estas perdas representaram em

média 6,5% da geração líquida.

Tabela 33: Perdas na Transmissão e Distribuição de energia elétrica na

França, em TWh, 2008-2012


4.1.4. Consumo

A demanda de energia elétrica da França em 2012 foi de 434,1TWh, dos quais

26,3% foram consumidos pelo setor industrial, 36,5% pelo setor residencial e

32,1% pelo setor de serviços, como mostrado na Tabela 3493.

Tabela 34: Consumo de energia elétrica da França por tipo de consumidor, em

TWh, 2008-2012


Comparando-se o consumo industrial de 2008 e 2012 observa-se uma queda

geral de 11,1 %. Como observado na Tabela 34, a maior queda aconteceu entre

2008 e 2009 reduzindo o consumo em 13,1%, consequência da crise econômica

mundial que fez reduzir a produção.

Por outro lado, o setor residencial não sofreu mudanças radicais no consumo

devido a que este setor de consumo depende mais das variações na temperatura

do que das condições econômicas. Assim, de acordo com a RTE94 o aumento do

consumo de 2011 para 2012 pode ser explicado pela variação na temperatura

observada nos dois períodos. Essa variação de temperatura representou um

incremento no consumo de 13,7TWh. Outro fator que também contribuiu para o

incremento no consumo em 2012 foi o fato do ano ser bissexto, com isto o

93 O consumo mostrado na tabela não inclui o consumo no setor energético.

94 RTE. Disponível em: <http://www.rte-france.com/uploads/Mediatheque_docs/vie_systeme/annuelles/Bilan_electrique/RTE_bilan_electrique_2012.pdf>. Acesso em 05 de agosto de 2014.

2008 2009 2010 2011 2012

PERDAS 33,5 34,9 35,4 32,4 37,7

2008 2009 2010 2011 2012

INDUSTRIAL 128,6 111,7 117,4 117,9 114,3

RESIDENCIAL 152,7 149,0 161,5 140,5 158,3

SERVIÇOS 129,9 134,2 142,2 134,0 139,4

OUTROS 21,5 23,0 23,0 25,2 22,1

TOTAL 432,7 418,0 444,1 417,6 434,1

42

consumo foi acrescido de 1,5TWh. Já o setor de serviços apresenta aumento no

consumo, no mesmo período, de 7,2%.

Em relação ao número de consumidores, na Tabela 35 se observa que em 2012

existiam 35,7 milhões de consumidores conectados a rede. Desse total 86%

correspondiam a consumidores residenciais.

Tabela 35: Número de consumidores conectados à rede de distribuição na

França, em milhões, 2009-2012

Fonte: Commission de Régulation de L’énergie – Activity report (vários anos)95

Desde 2009 o número de clientes em cada modalidade de tarifas tem se mantido

praticamente o mesmo.

4.2. Estrutura do Setor Elétrico da França

4.2.1. Organização do Setor Elétrico Francês96

Assim como nos demais países da União Europeia, a liberalização do mercado

elétrico francês segue as Diretivas do Conselho e Parlamento Europeu (Diretiva

96/92/EC e Diretiva 2003/54/EC). Estas estabelecem as condições gerais para

garantir a criação de um mercado interno único de eletricidade na Europa.

O desenvolvimento do mercado atacadista de eletricidade francês (criado em

2001) alcançou marcos significativo nos últimos anos. Assim por exemplo, em

junho de 2004 foi lançado do mercado futuro de energia (Powernext futures) e

em julho de 2007 lançou-se o mercado diário e contínuo de eletricidade

(Powernext intraday and continuous).

95 CRE. Disponível em: <http://www.cre.fr/en/documents/publications/annual-reports>. Acesso em 10 de julho de 2014.

96 IEA, 2009.

2009 2010 2011 2012

Consumidor Residencial (milhões) 29,9 30,2 30,6 30,8

Tarifa regulada (%) 95,3% 95,0% 94,1% 93,1%

Contratos a preço de mercado -

fornecedor tradicional (%)0,1% - 0,1% 0,1%


fornecedor alternativo (%)4,6% 5,0% 5,9% 6,9%

Consumidor não residencial (milhões) 4,8 4,8 4,9 4,9

Tarifa regulada (%) 91,4% 85,0% 85,9% 86,6%


fornecedor tradicional (%)8,6% 7,0% 6,6% 5,6%


fornecedor alternativo (%)- 8,0% 7,5% 7,6%

43

Porém, o segmento de geração é altamente concentrado: em 2007 a EDF possuía

mais de 88,1% do total de geração, sendo o Estado francês o maior acionista da

EDF com 84,8% da propriedade.

A rede de transmissão pertence a RTE ou Gestionnaire du réseau, subsidiária da

EDF, que também é a operadora da rede a qual se estende por mais de 100.000

km e tem cerca de 2.500 subestações. As tensões principais são de 400KV,

225KV, 90KV e 63KV. A rede é composta principalmente por linhas aéreas de

corrente alternada (AC) e um número limitado de cabos subterrâneos e cujas

tensões variam de 63KV a 400KV.

Por outro lado, na parte da distribuição a Electricité Réseau Distribution France

(antiga EDF Réseau de Distribution) detém 95% do mercado, embora existam

outras distribuidoras menores como Electricité de Strasbourg, Gaz et Electricité de

Grenoble, URM (antiga Usine d’Electricité de Metz), SICAE de l’Oise, Sorégies Deux-

Sèvres (antiga Régie du Sieds) e Sorégies.


Na França, o mercado elétrico é regulado pela Commission de régulation de

l’énergie (CRE), um órgão administrativo independente. Ele trabalha para

garantir o funcionamento regular e eficiente do mercado de energia elétrica,

garantir a ausência de práticas discriminatórias, subsídios cruzados ou

restrições sobre a concorrência. Também cabe a CRE propor os reajustes da

tarifa regulada que depois será aprovada pelo ministério da Energia em

conjunto com o ministério da Economia.97.

Além do órgão regulador outras instituições e associações fazem parte do SEF,

como:

a) Ministère de L’Écologie, du Développement Durable et de L’énergie:

estabelece o regulamento geral do setor, executa a política do governo nas

áreas de desenvolvimento sustentável, meio ambiente e tecnologias verdes,

transição energética, especialmente em matéria tarifária. Define os

investimentos de longo prazo, no setor, com base nos estudos que realiza.

Em conjunto com o ministério da economia fixa o preço regulado para a

eletricidade (preço azul)98.

b) Union Française de l’Electricité (UFE): associação profissional do setor

elétrico. Ela representa os empregadores no setor dentro do ramo de

indústrias de eletricidade e de gás99.

97 IEA, 2009.

98 Ministère de l’Écologie, du Développement Durable et de l’Énergie. Disponível em: http://www.developpement-durable.gouv.fr/-Electricite,218-.html>. Acesso em 23 de julho de 2014.

99 UFE. http://www.ufe-electricite.fr/l-ufe/article/presentation-de-l-ufe.

44

c) Coreso: primeiro centro de coordenação técnica regional comum a vários

gestores de redes europeias de transporte.

d) CASC: serviços conjuntos transfronteiriços da rede de transporte de

eletricidade belga, francês, alemão, luxemburguês e holandês100.

e) EPEX Spot: é uma bolsa de energia de curto prazo (mercado spot de energia)

situada no centro da Europa e abrange França, Alemanha, Áustria e Suíça.

f) A EPEX Spot realiza as transações comerciais para comprar ou vender uma

determinada quantidade de eletricidade para uma área de entrega definida

e preço também definido101.

g) EEX Power Derivatives GmbH: é parte integrante da European Energy

Exchange (EEX) e opera o mercado de derivativos de energia na Alemanha,

Áustria e França (mercado futuro)102.

4.2.3. Mercado de Eletricidade103

O mercado elétrico da França está dividido no mercado atacadista e no mercado

de varejo, igual aos outros países da Europa. Porém o mercado atacadista não

representa uma grande proporção das transações de energia. Assim uma parte

da produção pertencente à EDF, que como já mencionado é o maior produtor

de energia elétrica da França, não é comercializada no mercado atacadista e é

fornecida diretamente para o cliente final através da ERDF, que também

pertence à EDF.

Mas, a partir de 2010, quando foi promulgada a Nouvelle Organisation du arché de

l’Électricité (NOME) que modificou profundamente o mercado de eletricidade

francês, se permite a outros agentes compradores do mercado que não a ERDF

o acesso a um montante fixo de eletricidade, de fonte nuclear, gerada pela EDF

a um preço regulamentado.104 Além disso, existe uma pequena proporção de

produtores que não pertencem a EDF que participam do mercado atacadista.

A maior parte da atividade do mercado atacadista de eletricidade ocorre por

meio de operações de balcão (over-the-counter OTC), diretas ou por meio de

intermediários (corretores e plataformas de negociação). Também existe a

comercialização no mercado spot que ocorre através da Epex Spot.

100 RTE. http://www.rte-france.com/fr/nous-connaitre/liens-utiles/associations-et-institutionnels.

101 EPEX Spot. Disponível em: <http://www.epexspot.com/en/company-info/epex_spot_in_the_power_market >. Acesso em 23 de julho de 2014.

102 EEX Power Derivatives. Disponível em: <https://www.eex.com/en/products/power/power-derivatives-market>. Acesso em 23 de julho de 2014.

103 CRE. http://www.cre.fr/en/markets/wholesale-market/the-electricity-market.

104 EDF. http://jeunes.edf.com/article/l-organisation-du-marche-de-l-electricite,272.

45

Por outra parte, no mercado de varejo desde 2007 se permite que tanto

consumidores residências quanto industriais possam escolher o fornecedor de

energia elétrica105. Assim o mercado de varejo é liberalizado visando à

concorrência. Porém, a ERDF detém 95% do mercado, sendo que ainda existe

uma grande proporção de consumidores cativos que consomem energia a

preços regulados.

4.2.4. Preço da Energia Elétrica

O mercado de eletricidade francês oferece dois sistemas tarifários

diferenciados106:

a) Tarifas Livres: os clientes contratam energia de um fornecedor a sua

escolha e cada fornecedor fixa, livremente, sua tarifa.

b) Tarifas Reguladas de Venda: os clientes fazem contrato com o

operador (EDF ou empresa de distribuição local) e o governo define

as tarifas de venda com base nos custos reais incorridos pelo

fornecedor.

O preço regulado de eletricidade é formado por107:

a) Custo da energia fixado pelo Estado a partir dos custos de produção

da EDF; custos de produção de eletricidade (investimentos, despesas

operacionais) e custos de comercialização (serviços ao cliente,

faturação e sistemas de informação).

b) Custo de transporte fixado pela CRE, que inclui a rede de transmissão

e distribuição.

c) Impostos e encargos, fixados pelo Estado ou zonas regionais

(municípios ou estados), entre os quais se destacam a Contribuição ao

Serviço Público de Eletricidade (CSPE), a Taxa sobre o Consumo final

de Eletricidade (TCFE), a Contribuição Tarifária de Transporte (CTA)

e a Taxa sobre Agregado (IVA).

As tarifas também são classificas em cores distintas que se aplicam a três

categorias de consumidores com base no consumo de cada um: tarifa azul, para

consumidores residenciais e pequenas empresas com potência instalada inferior

a 36KVA; tarifa amarela, para empresas com consumo médio, entre 36 e

250KVA e tarifa verde, para empresas com alto consumo, mais de 250KVA108.

105 ERDF. Disponível em: <http://www.erdf.fr/Le_marche_de_l-electricite>. Acesso em 25 de julho de 2014.

106 Ministère de l’Écologie, du Développement Durable et de l’Énergie. Disponível em: <http://www.developpement-durable.gouv.fr/Quelles-sont-les-differentes,33511.html>. Acesso em 23 de julho de 14.

107 Ministère de l’Écologie, du Développement Durable et de l’Énergie.


http://www.developpement-durable.gouv.fr/Quelles-sont-les-differentes,33511.html

46

De acordo com a legislação europeia as tarifas para consumidores acima de

36KVA serão extintas em 31 de dezembro de 2015109.

Importante destacar que existem preços especiais de eletricidade como

“produto de primeira necessidade” (TPN) o qual foi estabelecido pelo decreto

de 8 de abril de 2004 e é destinado aos consumidores de baixa renda familiar110,

e que estejam inscritos em programas de saúde pública como o Couverture

maladie universalle complémentaire (CMUC) ou Complémentaire Santé (ACS) ou

ainda que tenha renda fiscal inferior a 2.175 € (válido a partir de 17/11/2013).

A dedução padrão é baseada na potencia contratada e aumenta dependendo do

número de pessoas beneficiadas por residência (unidades consumidoras por

residência). Ela varia entre €71 e €140. Para 2014 a estimativa para os gastos com

a tarifa social é de €327 milhões por ano, financiado pela CSPE111.


Na Tabela 36 se resume a incidência dos impostos sobre consumidores de

eletricidade, residenciais e industriais. Percebe-se que os produtos e serviços de

energia estão sujeitos ao VAT de 19,6%, com exceção de contratos de

fornecimento de eletricidade proveniente de geração distribuída cujo VAT é

5,5%.

Por outro lado, ao nível nacional, as tarifas de energia elétrica incluem um

imposto chamado CSPE (Contribuição ao Serviço Público de Eletricidade). Este visa

compensar os custos adicionais resultantes da produção de eletricidade

proveniente de cogeração, energia renovável, encargos resultantes da aplicação

de tarifas únicas em áreas que não estão interligadas e tarifas sociais.


110 Igual o menor de 2.030 € que entrou em vigor em 01/07/2013.

111 Ver a parte de impostos e subsídios

47

Tabela 36: Impostos ao consumo de energia elétrica na França, (2003-2013)

Fonte: Eurostat(2013)- Electricity prices- price system112

112 Eurostat. Disponível em: <http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/energy/documents/Electricity_prices_Price_systems_2012.pdf>. Acesso em 23 de julho de 2014.

TIPO

Taxa Unitária Mínimo Máximo Taxa Unitária Mínimo Máximo

€/MWh Municipais Departamentos €/MWh €/MWh €/MWh Municipais Departamentos €/MWh €/MWh

EC*<=36 kVA 0,75 1,5 9,0 0,75 entre 0 e 8% entre 2 e 4% 1,5 9,0

36 kVA<EC*<=250 kVA 0,25 0,5 3,0

Consumidor abaixo de 36 kVA

VAT subcrisção (incluindo CTA)5,5% VAT de subscrição (incluido CTA) é de 5,5%

VAT consumo (incluindo CSPE e TLCFE)17,6% VAT de consumo (incluindo CSPE e TLCFE) é de 19,6%

Consumidor acima de 36 kVA

VAT de 19,6% sobre a fatura

Não

-re

cup

erá

veis

Fator de Multiplicação

VA

T e

ou

tro

s

imp

ost

os

recu

per

ávei

s

RESIDENCIAL

Contribuição ao Serviço Público de Eletricidade (CSPE)

Contribuição Tarifária de Rede (CTA)

Impostos locais sobre o consumo final de eletricidade (TLCFE)

Imposto interno sobre o consumo final de eletricidade (TICFE)

Introduzido em Jan de 2011 e se aplicada a grande consumidores (250 kVA)- 0,5

€/MWh

Ago/11 a Jul/12: entre 7,74 e 98,9 €/ano

Desde Ago/12: entre 7,91 e 101 €/ano

2003 - 3,3 €/MWh

2004 a 2010 - 4,5 €/MWh

Jan/11 a Jul/11 - 7,5 €/MWh

Jul/11 a Jun/12 - 9 €/MWh

Jul/12 a Dez/12 10,5 €/MWh

Desde Ago/11: entre 8,56 € e 3 766 €/ano

A partir de Jan/13 - 13,5 €/MWh

INDUSTRIAL

Fator de Multiplicação

entre 0 e 8% entre 2 e 4%

2003 - 3,3 €/MWh

2004 a 2010 - 4,5 €/MWh

Jan/11 a Jul/11 - 7,5 €/MWh

Jul/11 a Jun/12 - 9 €/MWh

Jul/12 a Dez/12 10,5 €/MWh

A partir de Jan/13 - 13,5 €/MWh

Ago/10 a Jul/11: entre 8,01 € e 2 939 €/ano

48

5. ITÁLIA

A Itália é um país com 301.340 km² e uma população total que em 2012 atingiu

59,83 milhões de pessoas113. Na Tabela 37, pode-se observar forte queda do PIB

em 2009 (-5,5%), após eclosão da crise financeira de 2008, ano em que o PIB real

caiu 1,2%.

Quanto ao PIB per capita, houve uma tendência à reducão, embora tenham sido

registrados crescimentos nos anos de 2010 e 2011. Em 2012, o PIB fechou

negativamente, com queda de 2,4%. No período analisado, de 2008 a 2012, o PIB

per capita passou de US$ 31.190 para US$ 29.054, por conta da forte recessão

econômica enfrentada pelo país.

Tabela 37: Crescimento do PIB real e PIB per capita, Itália: 2008-2012


5.1. Sistema Elétrico da Itália

Como se observa na Figura 7, o sistema elétrico da Itália é totalmente integrado

e possui interconexões com outros países da Europa o que permite a exportação

e importação de energia elétrica.


2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real -1,2 -5,5 1,7 0,4 -2,4

PIB per capita (US$ de 2005) 31.190 29.342 29.756 29.839 29.054

49

Figura 7: Sistema elétrico da Itália


A matriz elétrica na Itália é fundamentalmente térmica, conforme observado na

Tabela 38. Para o ano de 2012, a capacidade instalada total de geração de

energia elétrica no país atingiu os 128,19GW114, dos quais 59,9%

corresponderam às fontes térmicas, 20,16% à hidroeletricidade e 12,81% à fonte

solar115.

114 Eurostat (2013).


50

Tabela 38: Capacidade instalada segundo fonte na Itália, em GW: 2008-2012


Entre 2008 e 2012, a capacidade instalada na Itália cresceu 24,9%, sendo a fonte

solar a que experimentou o maior crescimento passando de 0,43GW, em 2008,

para 16,42GW em 2012. A participação dessa fonte renovável na matriz elétrica

saltou de 0,42% em 2008 para 12,8% em 2012.

A alternativa fotovoltaica foi bem sucedida graças ao programa de incentivos

para a energia renovável do governo, o “Conto Energia”, que estabelece uma

tarifa feed-in 116 para os produtores de energia elétrica solar. A tarifa feed-in

consiste em um prêmio – valor adicional sobre o preço de mercado – para a

geração de energia por sistemas fotovoltaicos por um período de 20 anos. O

valor deste prêmio depende da potência da planta geradora.

O Quinto Conto Energia, instaurado em julho de 2012, reformulou o programa

de incentivos, introduzindo o mecanismo de tarifas feed-in para outras quatro

categorias (standard, autoprodução, novas tecnologias e fotovoltaicas

concentradas). Foram adotadas duas taxas: uma all-inclusive em relação à

parcela de energia líquida fornecida à rede pela planta e uma taxa premium

referente ao autoconsumo. Além disso, o programa italiano prevê pequeno

aumento de tarifas para sistemas cujos módulos e inversores são fabricados na

União Europeia.

Esta iniciativa introduziu um sistema de financiamento para as despesas

operacionais das plantas, substituindo os subsídios anteriormente vigentes do

governo para o funcionamento das centrais fotovoltaicas.

O governo italiano replicou o sistema feed-in para outras fontes renováveis que

não as fotovoltaicas117. Neste sentido, como se evidencia na Tabela 38 a fonte

eólica também apresentou um elevado crescimento, de 229,5% entre 2008-2012.

Visando a continuidade dos incentivos para a energia renovável, em 2009, a

Itália lançou o Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis que tem o

objetivo de fornecer 17% do consumo bruto com fontes renováveis até 2020118.

116 Gestore Servizi Energetici (2014).

117 IEA/IRENA (2012).

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 25,23 25,33 25,48 25,69 25,84

Térmica 72,41 73,04 74,66 75,98 76,79

Eólica 3,53 4,88 5,79 6,92 8,10

Solar 0,43 1,14 3,47 12,77 16,42

Outros 0,99 1,02 1,05 1,04 1,04

Total 102,59 105,41 110,45 122,40 128,19

51

Por outro lado, as fontes térmicas registraram um aumento de 6,1% durante o

período, enquanto as hídricas tiveram um incremento de 2,4%.

5.1.2. Geração

A geração de energia elétrica na Itália é baseada em fontes térmicas, que

corresponderam a 71,8% do total em 2012. Fontes hídricas, por sua vez,

representaram 15,7% da geração, seguidas por solares, com 6,5%.

Conforme a Tabela 39, a geração elétrica caiu 6,3% no período entre 2008 e 2012,

reflexo da queda no consumo devido à crise, embora as fontes solares tenham

apresentado um aumento considerável na geração, passando de 0,19TWh em

2008 para 18,6TWh em 2012. As maiores quedas foram observadas na geração

de fontes térmicas (-17,1%) e hídricas (-13,3%).

A maior queda na geração ocorreu entre 2008 e 2009, passando de 307,1TWh

para 281,1TWh (-8,4%). Além dos efeitos da crise, a redução da geração de

fontes térmicas foi resultado dos incentivos governamentais ao uso de

renováveis.

Tabela 39: Geração líquida de energia elétrica na Itália, em TWh, 2008-2012


A Itália possui interligações com outros países europeus para o intercâmbio de

energia elétrica, através de 18 linhas: quatro com a França, nove com a Suíça,

uma com a Áustria, duas com a Eslovênia, uma com a Grécia e uma entre a

Sardenha e a Córsega.

Em 2008, a Itália importou, aproximadamente, 14% da eletricidade requerida119.

Conforme a Tabela 40, observa-se que o país foi um importador líquido em

todo período 2008-2012.

118Ministero dello sviluppo econômico (2010). Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili dell'Italia. P. 5. http://approfondimenti.gse.it/approfondimenti/Simeri/AreaDocumentale/Documenti%20Piano%20di%20Azione%20Nazionale/PAN%20DETTAGLIO.pdf .

119 IEA (2009)

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 52,2 57,1 57,1 49,1 45,2

Térmica 249,3 215,5 220,2 217,7 206,6

Eólica 4,9 6,5 9,1 9,8 13,3

Solar 0,2 0,7 1,9 10,7 18,6

Outros 0,6 1,4 2,5 4,1 4,0

Total 307,1 281,1 290,8 291,4 287,8

52

Tabela 40: Importação e exportação de energia elétrica na Itália, em TWh: 2008-2012



O setor elétrico italiano, historicamente dominado pela Enel, passou por uma

etapa de desregulamentacão em novembro de 2005, de acordo com o Decreto de

Lei 239/03120. A legislação resultou na incumbência da Rete Elettrica Nazionale

SpA, conhecida atualmente por Terna, como a principal operadora do sistema

de alta-voltagem na rede de transmissão da Itália. A empresa detinha, em 2009,

98,3% da infraestrutura nacional de transmissão121.

Segundo dados da série histórica disponibilizada pela Terna, em 2013, havia

68.196 quilômetros de redes de transmissão na Itália, das quais 67,9% estavam

entre 120 e 150KV122. Conforme a Tabela 41, observa-se que, entre o período de

2008 e 2013, o país experimentou um aumento de 1% na extensão das redes de

transmissão.

Tabela 41: Evolução da extensão das redes de transmissão na Itália, em km: 2008-2013

Fonte: TERNA (2013)

No entanto, em 2011, houve uma redução de 2,2% na extensão total das redes

de transmissão em relação a 2010. As redes que operam 120-150KV obtiveram

expansão em todos os anos do período considerado. Entre 2008 e 2013, constata-

se uma redução de 1,8% na extensão das redes de 220KV e um incremento de

1,1% nas de 380KV.

O sistema elétrico da Itália registrou perdas de distribuição acima dos 20TWh

durante todos os anos, entre 2008 e 2012, conforme a Tabela 42. A variação de

perdas do total gerado líquido oscilou entre 6,7% e 7,3%.

A maior perda foi registrada em 2012, com 21TWh, 2,7% maior que em 2008.

Esse valor representou 7,3% da geração total líquida de energia elétrica no país

em 2012.

120 IEA (2009)

121 IEA (2009)

122 TERNA (Dati Storici) 2013

2008 2009 2010 2011 2012

Exportação 3,4 2,1 1,8 1,8 2,3

Importação 43,4 47,1 46,0 47,5 45,4

Tensão 2008 2009 2010 2011 2012 2013

120-150 kV 45.532 45.589 45.758 45.649 46.102 46.301

220 kV 11.352 11.350 11.284 10.327 11.233 11.149

380 kV 10.634 10.694 10.713 10.254 10.727 10.746

Total 67.518 67.633 67.755 66.230 68.062 68.196

53

Tabela 42: Perdas de distribuição do sistema de energia elétrica da Itália, em

TWh: 2008-2012


5.1.4. Consumo

Conforme dados da Tabela 43, o consumo de energia elétrica na Itália foi de

296,7TWh em 2012, dos quais a indústria respondeu por 40,5% da demanda,

seguida pelo setor de serviços (30,4%) e o residencial (23,4%).

Tabela 43: Consumo de energia elétrica na Itália, segundo tipo de

consumidor, em TWh: 2008-2012


Em comparação com 2008, o consumo de energia elétrica caiu 4,1% em 2012. A

tendência de queda foi reproduzida entre 2011 e 2012, com baixa de 1,7%. O

setor industrial registrou o maior recuo durante o período (-15,06%), passando

dos 141,7TWh para os 120,3TWh. O baixo consumo na indústria é explicado

pelo arrefecimento do setor, com a queda do PIB real e a crise econômica, que

diminuiu a atividade de mercado. No entanto, os setores residencial e de

serviços obtiveram um aumento do consumo. No caso das residências,

observou-se um incremento de 1,6% e, em serviços, a maior alta: 9%.

5.2. Estrutura do setor elétrico da Itália

5.2.1. Organização do setor elétrico da Itália

Na geração de energia, embora o governo tenha tomado uma série de medidas

para reduzir a participação da Enel e liberalizar o mercado, a companhia

permanece como a maior geradora de energia da Itália e uma das maiores da

Europa em capacidade instalada123. Neste sentido, a Enel foi responsável, em

2008, pela geração de 85TWh.

123 IEA (2009).

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 20,4 20,4 20,6 20,9 21,0

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 141,7 120,6 127,9 128,1 120,3

Residencial 68,4 68,9 69,6 70,1 69,5

Serviços 82,8 84,3 85,6 86,9 90,2

Outros 16,5 16,2 16,3 16,7 16,7

Total 309,3 290,0 299,3 301,8 296,7

54

A empresa é controlada pelo governo por meio do Ministério da Economia e

Finanças, que detém 21,1%, e da Cassa Depositi e Prestiti (banco estatal,

controlado pelo Ministério), com 10,15% de participação.

Outras geradoras significativas são a Edison, E.ON Produzione, Endesa Italia,

Edipower e Enipower. Porém, existem 2.500 produtores de energia no sistema

elétrico italiano124.

Na transmissão, a Terna é a detentora e responsável pela administração das

linhas de alta-voltagem da Itália, concentrando mais de 98% da infraestrutura

doméstica. A empresa surgiu por meio do Decreto de Lei 239/03, em novembro

de 2005, sendo o maior acionista a Cassa Depositi e Prestiti, com 30% da

empresa125.

A rede de transmissão da Terna cresceu ainda mais em 2006 pela aquisição de

99,9% da AEM Trasmissione SpA e da Rete Trasmissione Locale SpA. Ambas as

transações foram aprovadas pela Autoridade Antitruste da Itália.

A Terna é responsável pela expansão das linhas para manter a qualidade do

sistema de transmissão. Assim, em 2009, divulgou um plano estratégico para

2009-2013 que previa investimentos totais de 3,4 bilhões de euros, 77% para

desenvolvimento das redes no período.

Na atividade de distribuição, o decreto 79/1999 abriu o setor visando a

concessão de uma distribuidora para cada área municipal. Assim, em 2009,

havia 170 distribuidoras de eletricidade na Itália, muitas operando somente em

nível municipal126. A Enel, no entanto, permanece sendo a maior distribuidora

da Itália, com 86% do controle de mercado e fornecendo eletricidade a mais de

30 milhões de clientes127. O sistema de distribuição da Enel inclui linhas de

média tensão (15KV e 20KV) e linhas de baixa tensão (400 V). Segundo dados

de 2011, a empresa geria 345.214 quilômetros de linha de média tensão e

758.387 quilômetros de linhas de baixa tensão128.

A Itália promoveu uma reforma na eletricidade, com a incorporação de

diretrizes de mercado da União Europeia nas leis nacionais129. Assim, desde

julho de 2007, todos os consumidores italianos podem escolher o fornecedor de

energia.

124 IEA (2009).

125 IEA (2009).

126 IEA (2009).

127 Enel Distribuzione (2014).

128 Enel Distribuzione (2011).

129 IEA (2009).

55

5.2.2. Marco institucional

Na Itália, existem as seguintes instituições para assegurar um bom

funcionamento do mercado elétrico, além de entidades privadas:

a) Ministério do Desenvolvimento Econômico (MSE)130 é responsável pela

elaboração de políticas energéticas. O Departamento de Energia deste

ministério tem diferentes diretorias-gerais (DG): DG para a Energia e

Recursos Minerais, DG para Segurança de Fornecimento e Infraestruturas

de Energia e DG para a Energia Nuclear e Renovável.

b) Ministério para o Ambiente, Terra e Mar131 é o responsável pela coordenação

da mudança de política climática. Em cooperação com o MSE, atua na

promoção e no desenvolvimento de energias renováveis e eficiência

energética.

c) Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG)132 é um corpo independente

estabelecido pela lei 481 de 1995 para regular e manter a fiscalização na

eletricidade e no setor de gás natural. A Autoridade possui um alto grau

de autonomia do governo e, dentre suas funções, está a de determinar

tarifas de varejo e definir padrões de qualidade no serviço.

d) Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM)133 tem por objetivo

examinar reivindicações feitas contra uma posição dominante e rever

possíveis fusões e aquisições para garantir a concorrência no setor de

energia elétrica.

e) Gestore dei Servizi Elettrici (GSE)134, controlada pelo Ministério de Economia

e Finanças, atua no papel central de encorajar, promover e desenvolver

energias renováveis na Itália.

f) Gestore del Mercato Elettrico (GME)135 organiza e administra transações no

mercado de eletricidade, incluindo comércio de certificados verdes. Cabe

ao operador de mercado determinar a interseção da oferta e demanda de

energia pelos agentes mercadológicos. O GME é responsável pela gestão

do IPEX – Italian Power Exchange – onde opera o mercado do dia seguinte e

o mercado intra-diário.

g) Terna136 é a principal empresa de transmissão e também a responsável pelo

despacho de energia na Itália e operação da rede.

h) Acquirente Unico (AU)137 é uma subsidiária do governo que atua como

compradora única de eletricidade com o objetivo de garantir o

130 IEA (2009).

131 IEA (2009).

132 IEA (2009).

133 IEA (2009).

134 IEA (2009).

135 IEA (2009).

136 IEA (2009).

56

fornecimento da demanda cativa. Vale destacar que, embora o mercado de

varejo tenha sido liberalizado e, desde julho de 2007, todo consumidor

pode escolher o fornecedor, ainda existe um mercado protegido formado

por todos aqueles consumidores que preferiram permanecer no regime

antigo. Assim, a AU compra energia no mercado atacadista através do

IPEX ou mediante contratos, e revende com um preço único aos

distribuidores e comercializadores que têm consumidores no mercado

protegido.


A comercialização de energia na Itália está dividida entre os mercados

atacadista e varejista. No mercado atacadista, os agentes podem comprar

energia elétrica através de contratos bilaterais ou no mercado spot através da

IPEX, onde opera o mercado do dia seguinte e o mercado intra-diário.

O IPEX, operado pela GME, foi lançado em 2004, introduzindo o

estabelecimento de preços competitivos no mercado spot. Os volumes

comercializados no mercado spot atingiram o 233TWh em 2008, representando

75,9% da geração líquida. Dessa forma, o mercado spot italiano é o segundo

maior da Europa, perdendo somente para o Nord Pool138.

O funcionamento do mercado de energia elétrica da Itália está detalhado na

Figura 8. Assim, no mercado do dia seguinte (MGP), os blocos de energia são

comercializados para o próximo dia e congrega a maioria das compras de

eletricidade e transações. O mercado intra-diário (MI) permite que os

participantes modifiquem os horários definidos no MGP, apresentando

propostas de fornecimento e de demanda adicionais. O mercado de balanço

(MSD), ou de serviços auxiliares, segue esses dois mercados; nele, a Terna provê

os recursos necessários para a transmissão e despacho das atividades,

garantindo a segurança do sistema.

Em 2008, dois mercados de futuro separados foram criados: o primeiro,

administrado pela GME, e o segundo, dirigido pela Borsa Italiana (bolsa de

valores). O Forward Electricity Market (MTE) é onde contratos de eletricidade de

longo prazo, com obrigações de entrega e retirada, são negociados. No MTE, os

contratos negociáveis podem ser por períodos mensais, trimestrais ou anuais. A

Delivery of electricity derivatives (CDE) é a plataforma em que contratos

financeiros de derivativos, concluídos no IDEX, são executados. O IDEX é o

segmento de derivativos da Borsa Italiana em que os derivativos financeiros de

eletricidade são negociados.

137 IEA (2009).

138 Petrella & Sapio (2010) http://cadmus.eui.eu/bitstream/handle/1814/13099/RSCAS_2010_03.pdf?sequence=1.

57

Figura 8: Organização do mercado de energia elétrica da Itália

Fonte: Gestore Mercati Energetici (2014)

Por outro lado, o mercado de eletricidade varejista foi totalmente liberalizado

em 2007, com a eliminação do chamado mercado cativo ou regulado. Assim,

todos os usuários são livres para a escolha do comercializador, embora ainda

exista o direito de fornecimento através de preços regulados para aqueles

consumidores do denominado mercado protegido (opcional).

Assim, a lei 125/07 forneceu proteção universal de serviço para os clientes

domésticos e pequenas empresas. Portanto, o mercado protegido é destinado a

clientes residenciais e pequenos negócios que não assinaram o contrato com um

comercializador alternativo no mercado livre. Em 2008, as vendas para o

mercado protegido representaram 93% do total do consumo residencial

(aproximadamente 64TWh)139. As tarifas referenciais para esses consumidores

são determinadas pela AEEG com base nos custos do Acquirente Unico.

No setor de eletricidade, o número de residências e pequenos negócios que

aderem ao mercado livre continua crescendo. Nos dois primeiros anos de

liberalização, mais de 3,2 milhões de consumidores (7,1% do total) e mais de 1,2

milhão de pequenos negócios (15,6% do total) decidiram trocar o fornecedor140.

Porém, apesar da liberalização, o mercado italiano de eletricidade continua com

um alto nível de concentração. A Enel Distribuzione administra cerca de 80% do

total de consumidores. A segunda maior operadora, Electrabel/Acea Elettricità,

detém 11% do mercado em termos de volumes141.


Os preços da eletricidade na Itália estão acima da média europeia,

principalmente para os consumidores industriais. Os preços tendem a variar

consideravelmente de acordo com o tipo de consumidor e dos níveis de

consumo, bem como o regime de tributação.

139 IEA (2009).

140 Energy Market Price (2013).

141 IEA (2009).

58

Dentre os principais componentes das tarifas de energia pagas pelos

consumidores estão142:

1) tarifas fixadas pelo regulador para serviços fornecidos por monopólios

naturais (transmissão e distribuição);

2) energia, conforme os preços no mercado atacadista competitivamente

determinados;

3) Cobranças do sistema, outros custos e impostos previstos em lei.

Os consumidores são livres de optar por duas opções contratuais: o mercado

livre e o mercado protegido.

Os preços referenciais para o mercado protegido são determinados com base

nos custos do Acquirente Unico. Os preços no mercado livre são determinados

em regime de concorrência pelos comercializadores.

Cabe destacar a alta participação dos impostos na tarifa de eletricidade na Itália.

No país, a lógica tributária baseia-se na maior tributação quanto maior o

consumo. Segundo relatório da Comissão Europeia, publicado em 2014, na

comparação entre 2008 e 2012, os preços da eletricidade no país mediterrâneo

aumentaram principalmente pelas elevações de impostos e encargos, que mais

do que dobraram para os industriais e cresceram 42% para os consumidores

residenciais.

Neste sentido, conforme a Figura 9, para 2014 os impostos e encargos

representaram 34,9% da tarifa de eletricidade. Quase metade da fatura

corresponde aos custos de abastecimento e equalização143 (44,9%), 15,8%

correspondem aos custos da rede e apenas 4,3% correspondem aos custos de

comercialização.

142 Energy Market Price (2013).

143 A equalização foi introduzida pela AEEG a fim de equilibrar o maior e/ou menor custo de distribuidoras e comercializadoras na presença de preços administrados impostos pela AEEG,

levando em conta as especificidades de cada empresa. O objetivo é compensar eventuais diferenças de receitas e custos que não dependam da eficiência das empresas, mas de possíveis fatores externos. (Cassa Conguaglio per il settore elettrico, 2013).

59

Figura 9: Composição percentual do preço de energia elétrica para um

consumidor italiano residencial padrão (3o trimestre de 2014) 144

Fonte: Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico (2014)

5.2.5. Impostos e subsídios

A partir dos dados da Eurostat (2012), constata-se que os consumidores

residenciais e industriais da Itália pagam diversos tributos e encargos pelo

consumo de energia elétrica. Na Tabela 44, mostram-se os impostos cobrados,

não-reembolsáveis e VAT, de acordo com a categoria de consumo.

144 Condição econômica de fornecimento para uma família com 3 kW de potência e 2.700 kWh de consumo anual.

Custos de rede e medição

15,80%

Encargos gerais do sistema

21,61%

Impostos 13,34%

PED (preço da energia +

despacho) + PPE

(equalização) 44,90%

Comercialização

4,35%

Abastecimento e venda 49,25%

III trimestre 2014 Preço bruto = 18,98 c€/kWh

60

Tabela 44: Impostos e encargos ao consumo de energia elétrica na Itália: 2012



UC3 e UC6 -Equalização da

transmissão, custos de distribuição,

1. Consumo até 1200 MWh por

mês

1. Para clientes com capacidade de

3 kW

12,5€/MWh (os primeiros 200

MWh do mês)0€/kWh (até 150 kWh/mês)

7,5€/MWh (acima 200 MWh do

mês)

0,0227€/kWh (acima de 150

kWh/mês)

2. Consumo acima de 1200 MWh

por mês

2. Para clientes com capacidade

maior que 3kW

12,5€/MWh (os primeiros 200

MWh do mês)0,0227€/kWh

4280€ fixos (acima 200 MWh

VAT 21% - reduzido a 10% para

mineradoras, agrícolas e

manufatureiras

10%- sobre o preço incluindo os

impostos especiais de consumo

UC7: custos para promoção da eficiência energética

Impostos especiais de consumoNão

reembolsáveis

Definidos pela Autoridade:

A2: custos de desativação das plantas nucleares

A3: incentivos à geração renovável

A4: custos para consumidores subsidiados

A5: custos de R&D

AS: “bônus social”

MCT: medidas geográficas de compensação

UC4: sobretaxas tarifárias

61

6. NORUEGA

A Noruega é um país que tem uma superfície de 323.790 km2 e população de

cinco milhões de habitantes (no ano 2012)145. Conforme a Tabela 45, o PIB real

da Noruega teve uma queda de 1,63% em 2009, mas a partir de 2010 a economia

da Noruega apresentou recuperação, tendo um crescimento de 2,9% em 2012.

Por outro lado, o PIB per capita caiu em 2% entre 2008 e 2012. Porém, a partir de

2011 o PIB per capita experimentou incrementos com relação a 2010, ano que

teve o menor valor.

Tabela 45: Crescimento do PIB real e per capita da Noruega:2008-2012


6.1. Sistema Elétrico da Noruega

O sistema elétrico da Noruega está totalmente interligado aos sistemas de

Suécia, Finlândia e Dinamarca, com os quais forma o mercado nórdico, como se

observa na Figura 3 (p.27). Todas as transações de energia elétrica são

realizadas entre estes quatro países no Nord Pool Spot, que organiza o mercado

nórdico de energia física.

O Nord Pool Spot está localizado na Noruega e pertence aos operadores do

sistema dos países membros, enquanto é regulado pela Norwegian water

resources and Energy Directorate (NVE). O Nord Pool Spot também tem

interligações com Alemanha, Holanda, Estônia, Polônia e Rússia.


A matriz elétrica da Noruega é essencialmente hídrica, como se observa na

Tabela 46. Para o ano 2012 a capacidade instalada da Noruega foi de

32,28GW146, dos quais 92,8% correspondem a hidrelétricas e 4,9% a térmicas147.


146 NVE, (2013)- Energy in Norway 2012.

147 NVE, (2013)- Energy in Norway 2012.

62

Tabela 46: Capacidade instalada da Noruega, em GW: 2008-2012


Entre 2008 e 2012 a capacidade instalada na Noruega cresceu 5,6%, sendo a

fonte térmica a que experimentou maior aumento absoluto nesse período,

passando de 0,71GW em 2008 para 1,57GW em 2012. No entanto, a fonte

térmica representou apenas 4,9% da matriz em 2012. Em termos percentuais, o

maior incremento ocorreu com as eólicas. A capacidade de geração da fonte

eólica passou de 0,39GW, em 2008, para 0,7GW, em 2012, um aumento de

79,5%. Ainda assim, para o ano de 2012, as eólicas correspondiam a 2,2% da

capacidade.

A fonte hídrica experimentou um crescimento de 1,9% entre 2008 e 2012,

passando de 29,41GW para 29,97GW. Cabe destacar que dos 30GW de potência

hídrica instalada na Noruega para 2012, aproximadamente 1,33GW

correspondem a hidrelétricas reversíveis148.

6.1.2. Geração

A produção de energia elétrica na Noruega é baseada principalmente em água.

Assim, para 2012 a geração líquida total foi de 147,3TWh, dos quais 142,4TWh

corresponderam a geração hidrelétrica149, representando 96,7% da produção

total.

Conforme a Tabela 47, a geração de energia elétrica entre 2008 e 2012 aumentou

em 4%. Porém, em 2009 e 2010 houve uma forte queda na produção de

eletricidade, de 7% e 6%, respectivamente. O maior crescimento da geração foi

entre 2011 e 2012, quando a produção passou de 127,64TWh para 147,85TWh,

representando um crescimento de 16%.

148 EIA (2013).


63

Tabela 47: Geração líquida na Noruega, em TWh: 2008-2012


Conforme se observa na Tabela 48, entre 2008 e 2012 a Noruega, em média,

exportou mais energia do que importou, sobretudo para os demais membros do

NordPool, mas também para outros países com os quais a Noruega tem ligação.

Tabela 48: Exportações e importações de energia elétrica da Noruega, em TWh: 2008-2012



Segundo dado da Statnet (2014)150 as linhas de transmissão que ela opera na

Noruega têm uma extensão aproximada de 11.000 km. No relativo às linhas de

distribuição, segundo dados fornecido pela Euroeletric (2013)151 a Noruega conta

com 128.591 km de rede em 2013.

Na Tabela 49 se observa que as perdas na rede de transmissão e distribuição na

Noruega foram em média 6,9% da produção líquida do país no período 2008 a

2012.

Tabela 49: Perdas na rede de distribuição e transmissão na Noruega, em TWh:

2008-2012


6.1.4. Consumo

Conforme os dados da Eurostat (2013), o consumo total de energia elétrica na

Noruega em 2012 foi de 108,82TWh, dos quais 34,2% corresponderam ao setor

150 Statnett (2014). http://www.statnett.no/en/About-Statnett/.

151 Euroeletric (2013) http://www.eurelectric.org/media/113155/dso_report-web_final-2013-030-0764-01-e.pdf.

2008 2009 2010 2011 2012

Importação 3,41 5,65 14,67 11,26 4,19

Exportação 17,28 14,63 7,12 14,33 22,01

64

residencial, 40,3% ao setor industrial e 22,9% ao setor de serviços, como se vê na

Tabela 50.

Tabela 50: Consumo de eletricidade por tipo de consumidor na Noruega, em

TWh: 2008-2012


O consumo total de energia teve uma queda de 4,2% em 2009 principalmente

devido à queda no consumo industrial que passou de 50,66TWh em 2008 para

41,29TWh em 2009 por causa da crise econômica. Já o setor industrial

apresentou um leve aumento no consumo nos anos seguintes (2010-2012).

Em comparação a 2008, o consumo de energia elétrica caiu 4,2% em 2009, como

consequência da crise econômica que afetou a produção da região, o que se

evidencia com a queda do consumo do setor industrial de 50,66TWh em 2008

para 41,29TWh em 2009. No ano 2010 houve uma recuperação do consumo

atingindo valores maiores que em 2008, essa recuperação foi puxada tanto pelo

consumo residencial quanto pelo industrial. Porém entre 2010 e 2011, houve

uma queda de 5,3% devida principalmente a queda no consumo residencial. O

consumo residencial na Noruega é fortemente influenciado por variações da

temperatura: a calefação responde por 64% do consumo doméstico de

eletricidade e o aquecimento de água responde por outros 15%152. Sendo assim,

anos com temperaturas mais amenas implicam em menor consumo de

eletricidade residencial.

Por fim, o setor de serviços experimentou um pequeno incremento em relação a

2008, passando de 23,6TWh para 24,89TWh em 2012, mas o consumo do setor

de serviços em 2012 foi 7,4% menor do que em 2006.

6.2. Estrutura do setor elétrico da Noruega

6.2.1. Organização do setor elétrico da Noruega

O setor elétrico da Noruega está organizado em quatro atividades: geração,

transmissão, distribuição e comercialização153. Na geração e comercialização as

empresas estão em regime de livre concorrência, enquanto a transmissão e a

distribuição são atividades reguladas por serem monopólios naturais. No

152 IFE (2013) Future energy demand – A Norwegian overview.

153 NVE (2011) – Annual Report 2011.

2008 2009 2010 2011 2012

Residencial 34,89 36,31 39,75 36,06 37,22

Industrial 50,66 41,29 44,54 44,04 43,82

Servicos 23,66 26,89 26,26 24,59 24,89

Outros 2,82 2,79 2,90 2,69 2,89

Total 112,02 107,29 113,45 107,39 108,82

65

entanto, todas as empresas que atuam no setor elétrico devem ter permissões

emitidas pelo Norwegian Water Resources and Energy Directorates (NVE), que é o

regulador do setor154.

Na geração, são as autoridades regionais, municipais e o Estado os

proprietários de 90% da potência instalada na Noruega155. O Estado atua no

setor através da Statkraft SF, empresa estatal que possui um terço da capacidade

do sistema elétrico.

A expansão do sistema depende dos sinais do mercado, mas para a geração de

energia hidrelétrica o Estado tem o poder de concessão a todas as empresas e,

uma vez encerrando o prazo destas concessões, a Statkraft SF passa a ser dona

dos ativos. A partir de 2008, as permissões de geração hidrelétrica podem ser

concedidas apenas a agentes públicos156.

O Estado é proprietário de 90% da rede de transmissão central através da

Statnett SF157, o restante 10% é propriedade de empresas municipais, regionais e

privadas. A rede de transmissão central geralmente tem tensões que vão desde

300KV até 20KV158.

A maior parte das redes de distribuição pertence às autoridades municipais e

regionais159. A rede de distribuição geralmente tem 22KV de tensão160.

As empresas podem participar em mais de uma atividade no setor, assim

muitas empresas distribuidoras também realizam a atividade de

comercialização, embora somente a distribuição esteja regulada.

As empresas que estão em mais de uma atividade são denominadas empresas

verticalmente integradas. Assim, em 2013 existiam na Noruega 110161 empresas

que realizam atividades competitivas (geração/comercialização) e, ao mesmo

tempo, atividades reguladas (transmissão/distribuição). Destas, 60 empresas

participam da produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia

elétrica, conforme demonstra a Figura 10.


155 Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (2013) – Facts 2013.



158 Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (2007).


160 Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (2007).

161Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (2013) – Facts 2013.

66

Figura 10: Número da empresas com permissão para operar no setor elétrico

da Noruega segundo o tipo de atividade, 2011

Fonte: Norwegian Ministery of Petroleum and Energy (2013) – Facts 2013 (P. 19)


Na Noruega existem várias instituições que atuam no setor elétrico, conforme

mostra a Figura 11, além das empresas privadas, regionais e municipais162:

Figura 11: Organização das instituições estatais que atuam no setor elétrico da

Noruega, 2013

Fonte: Norwegian Ministery of Petroleum and Energy (2013) – Facts 2013 (p. 8)

a) O parlamento da Noruega (Storting) define a política energética e de uso dos

recursos hídricos.

b) Norwegian Ministery of Petroleum and Energy: a principal responsabilidade

deste ministério é promover uma política energética integrada, baseada na

162 NORWEGIAN MINISTRY OF PETROLEUM AND ENERGY (2013) – Facts 2013.

67

utilização eficiente dos recursos energéticos garantindo que a gestão dos

recursos seja realizada em conformidade com as orientações dadas pelo

Storting. Este ministério, através do Departamento de Recursos Hídricos, é

proprietário e responsável das empresas Enova SF e Statnett SF.

c) Ministry of Environment: responsável pela planificação e legislação do meio

ambiente.

d) Ministry of Finance: responsável pelos impostos e gastos do Estado.

e) Ministry of Trade and Industry é proprietário e responsável da Statkraft SF,

principal empresa de geração.

f) Norwegian water resources and Energy Directorate (NVE) é uma agência

subordinada ao Ministério do Petróleo e Energia, responsável pela

administração dos recursos energéticos domésticos, além de ser o regulador

nacional do setor elétrico da Noruega. O NVE também realiza trabalhos de

pesquisa e desenvolvimento e cooperação internacional, sendo expert

nacional em recursos hídricos.

g) Nord Pool Spot é a entidade que organiza o mercado elétrico nórdico. Esta

entidade pertence às empresas operadoras dos sistemas de transmissão dos

países nórdicos (Noruega, Suécia, Dinamarca e Finlândia) e é regulada pelo

NVE163.

h) Enova SF é uma empresa estatal responsável pela administração do Energy

Fund164. O objetivo da Enova SF é promover uma conversão do consumo e

geração para fontes limpas e desenvolver tecnologias para este fim.

i) Statnett SF é uma empresa pública responsável pela construção e operação

da rede de transmissão central. Esta empresa, além de deter mais de 90%

das redes, faz o papel do operador do sistema de transmissão (TSO165). A

Statnett SF é responsável pela coordenação do sistema tanto no longo como

no curto prazo, o que envolve a responsabilidade de garantir o balanço entre

a oferta e demanda a toda hora, assim como garantir a boa qualidade do

sistema em todo o país. A Statnett SF também é responsável pelo

planejamento da expansão do sistema de transmissão da Noruega166. A

Statkraft SF é uma empresa estatal que tem 34%167 do total da capacidade de

geração do sistema elétrico da Noruega. Além disso, tem ainda uma grande

participação na geração de outros países, principalmente da Europa.


164 O Energy Fund é um fundo estabelecido para assegurar uma fonte de financiamento de longo prazo e estável para financiar as estratégias de eficiência energética, e incentivar as fontes renováveis de energia. (Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (2013) – Facts 2013).

165 Transmission System Operator.

166 IEA(2011) – Energy Policies of IEA Countries, Norway 2011 Review.

167 Statkraft (2013).

68

6.2.3. Mercado de eletricidade168

A Noruega faz parte do mercado de eletricidade nórdico juntamente com a

Suécia, a Dinamarca e a Finlândia. Este mercado está integrado ao mercado

elétrico europeu através de interligações com Alemanha, Holanda, Estônia,

Polônia e Rússia.

A organização da produção de energia na Noruega se baseia nos fundamentos

do livre mercado, segundo o estabelecido no Energy Act169. A transmissão é

considerada uma atividade monopolística, sendo a Statnett SF a empresa

encarregada de operar, manter e ampliar as redes de transmissão e responsável

pela coordenação e administração dos fluxos físicos de energia elétrica nas

redes.

Neste contexto, todos os produtores e consumidores, incluindo as

comercializadoras de energia elétrica, são agentes que operam no mercado de

eletricidade. Pode-se dividir o mercado de energia em mercado atacadista e

mercado de varejo. No mercado de varejo cada pequeno consumidor assina um

contrato de compra de energia com o comercializador de sua escolha. No

mercado atacadista são transacionadas grandes quantidades de energia. Neste

mercado os agentes comercializam energia através do Nord Pool Spot ou

bilateralmente170. Segundo o Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (2013),

em 2010, 74% da energia elétrica da Noruega foi comercializada no Nord Pool

Spot.

Na Figura 12 se observa o funcionamento do mercado atacadista dividido em

mercado físico de energia elétrica e mercado financeiro de comercialização de

energia elétrica.

168 Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (2013) – Facts 2013 (p. 52-54).


170 Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (2013) – Facts 2013 (p. 52).

69

Figura 12: Organização do mercado elétrico nórdico

Fonte: Norwegian Ministery of Petroleum and Energy (2013) – Facts 2013 (P.53)

a) O mercado físico de energia171

O mercado físico de energia está dividido em três mercados: Elspot, que é o

mercado do dia seguinte; Elbas, que é o mercado intradiário; e o mercado de

balanço ou de diferenças. Os dois primeiros são administrados pela Nord Pool

Spot, enquanto o mercado de balaço é administrado pela Statnett SF.

O Elspot é o mercado primário de energia onde se comercializam as maiores

quantidades. Este mercado é definido como um mercado de contratos onde a

energia é efetivamente despachada hora a hora no dia seguinte. No Elbas são

firmados contratos a cada hora no período entre o mercado Elspot (24 horas

antes da hora do despacho) e a hora imediatamente anterior à hora de o

despacho de energia.

O mercado de balanço é administrado pela Statnett e acontece na hora do

despacho. Posteriormente é realizada a contabilização das diferenças

verificadas entre a energia comercializada no Nord Pool Spot (Elspot e Elbas) e a

energia efetivamente despachada.

b) O mercado financeiro de comercialização de energia172

O mercado financeiro de comercialização de energia inclui instrumentos

financeiros que permitem gerenciar o risco de variação nos preços e a

especulação. Todos os contratos no mercado financeiro de energia são

liquidados financeiramente, sem envolver o despacho físico de energia.

A comercialização financeira de energia pode acontecer de forma bilateral ou na

bolsa de energia. O mercado do dia seguinte (Elspot) é base do preço do

171 Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (2013) – Facts 2013 (p. 54).

172 Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (2013) – Facts 2013 (p. 53-Box. 5,1).

70

mercado financeiro de energia, o preço determinado no Nord Pool Spot serve de

referência para os contratos do NASDAQ OMX.

As transações financeiras acontecem no âmbito do NASDAQ OMX, onde os

agentes podem se proteger da variação nos preços de compra e venda de

energia até por seis anos distribuídos em períodos diários, semanais, mensais,

trimestrais e anuais. Assim, entre os instrumentos financeiros que podem ser

usados no mercado financeiro de energia se destacam: forwards, contratos de

diferenças e as opções.


Todo dia o Nord Pool Spot calcula o preço do sistema elétrico, aquele que

equilibra a oferta com a demanda, para cada hora do dia seguinte. Este preço é

o mesmo para todo o mercado nórdico e reflete as condições de geração e

consumo total do sistema nórdico. Este preço calculado não considera possíveis

restrições da rede de transmissão que influenciam no preço. O Nord Pool Spot,

também calcula preços de área, que consideram os gargalos da rede de

transmissão, podendo haver diferentes preços para cada uma das áreas do

mercado nórdico. Os preços de área ajudam aos produtores a identificar onde é

necessária maior capacidade de geração173.

O preço para os consumidores finais de energia depende do tipo de

consumidor. Os grandes consumidores, em geral industriais, preferem comprar

energia diretamente no mercado atacadista de energia, enquanto os pequenos

consumidores contratam energia através dos comercializadores.

Estes comercializadores oferecem diferentes tipos de contratos: contratos com

preço fixo, contratos com preço variável e contratos com preço spot. Embora

existam diferentes tipos de contratos todos os preços incluem: o custo da

energia, o custo da rede, margem do comercializador, impostos e encargos.


Na Noruega, as energias renováveis são impulsionadas através de um esquema

de certificados. Os comercializadores são obrigados a provar que certa

quantidade da energia fornecida por eles foi gerada através de fontes

renováveis. Essa prova é obtida por meio dos certificados fornecidos pelos

geradores. Os custos são assumidos pelos consumidores diretamente na fatura,

através de um sobre-custo repassado pelos comercializadores. Em 2012, a

173 Há áreas que superavitárias em produção enquanto outras são deficitárias. Em geral o preço

de área dos lugares deficitários é maior devido a gargalos da rede, pela impossibilidade de momentânea de transportar energia mais barata de uma área superavitária para outra deficitária. Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (2013) – Facts 2013 (p. 55).

71

Suécia e a Noruega estabeleceram um mercado de certificados comum. Os

custos, desde então, são divididos entre os habitantes de ambos os países174.

Na Tabela 51, são detalhados os impostos que afetam a tarifa de energia elétrica

na Noruega, tanto para o setor industrial quanto para o setor residencial.

Tabela 51: Impostos aplicados ao setor elétrico na Noruega, 2013

Fonte: Eurostat (2013), IEA (2014)

174 Legal Sources on Renewable Energy (2012) Promotion in Norway.


2010: 110,1 NOK/MWh 2010: 110,1 NOK/MWh

2011: 112,1 NOK/MWh 2011: 112,1 NOK/MWh

2012: 113,9 NOK/MWh 2012: 113,9 NOK/MWh

2013: 116,1 NOK/MWh 2013: 116,1 NOK/MWhAs industrias manufatureira e aquelas

localizadas nas regiões de North-Troms

e Finnmark tem um desconto neste

imposto

Os consumidores residenciais de North-

Troms e Finnmark não pagam este

imposto

25% 20%

Não

reembolsáveis

VATOs consumidores em Nordland, Troms e Finnmark não pagam este imposto

Imposto ao consumo de eletricidade

72

7. PORTUGAL

Portugal é um país cuja área territorial total é de 92.090 km2, e em 2012 tinha

uma população de 10,46 milhões de habitantes175. Na Tabela 52 observa-se que,

com exceção de 2010, o PIB português vem apresentando quedas consideráveis

desde 2008.

Tabela 52: Crescimento do PIB real e PIB per capita, Portugal, 2008 – 2012


Em relação ao PIB per capita observa-se que, dada a situação econômica do

país, este também apresentou quedas em quase todos os anos analisados, assim

entre 2008 e 2009 o PIB per capita caiu em 3,1%, mas teve uma pequena

recuperação em 2010 (1,94%) voltando a cair expressivamente em 2011 (2,92%) e

em 2012 (0,85%). Assim, comparado com 2008, o PIB per capita de 2012 foi 5%

menor.

7.1. Sistema Elétrico Português

O Sistema Elétrico Português (SEP) está formado por um único sistema de

transmissão, conforme a Figura 13, denominado a Rede Nacional de

Transmissão (RNT), a qual é operada pela Redes Energéticas Nacionais (REN). A

RNT cobre a totalidade do território continental e tem interligações com a rede

espanhola.176 Em 2012 existiam oito linhas de interligação entre Portugal e

Espanha, distribuídas em dois níveis de tensão. Na Figura 13 as interligações

marcadas na cor vermelha são em 400KV e as marcadas em verde, em 220KV177.


176 REN (2014). http://www.ren.pt/o_que_fazemos/eletricidade/cadeia_de_valor_da_rede_de_transporte/#1.

177 REN (2014).

2008 2009 2010 2011 2012

PIB (crescimento %) -0,01 -2,91 1,94 -1,25 -3,23

PIB per cápita (US$ de 2005) 18.868 18.302 18.648 18.442 17.918

73

Figura 13: Sistema elétrico de Portugal segundo operador do sistema de

transmissão, 2012

Fonte: REN, 2014178


Ciente da dependência externa do país em relação aos combustíveis fósseis, o

governo português iniciou no ano de 2000 a “Estratégia Nacional de Energia”,

que levou o país a liderança em matrizes energéticas renováveis no mundo.

Além de focar nas fontes de energia hidrelétrica, eólica e solar, o plano prevê a

implantação de smartgrids e novas formas de iluminação pública, que já tem

projetos piloto nas cidades de Évora e Guimarães. Existe também o estímulo à

178 REN (2014). http://www.centrodeinformacao.ren.pt/PT/publicacoes/Paginas/CaracterizacaoInterligacoes.aspx.

74

produção local, com a instalação de painéis de energia solar em casas, que

podem vir a fornecer energia excedente para a rede elétrica.

Neste contexto, para 2012, 52% da capacidade instalada do Portugal

correspondia a fontes renováveis, conforme se observa na Tabela 53, passando a

ser líder neste quesito na União Europeia. Observa-se também que das fontes

renováveis, nesse ano, 29% corresponde à capacidade hídrica e 22% a eólica.

Tabela 53: Capacidade instalada em Portugal, em GW, 2008-2012

Fonte: Eurostat (2013)179

A política energética portuguesa criou condições muito favoráveis para o

desenvolvimento de energias renováveis notadamente no que cabe a incentivos

para o incremento da capacidade de geração eólica do país. Assim, os diferentes

programas de incentivos como os diferentes compromissos adquiridos, dentre

os quais se destaca a Diretiva 2009/28 da Comissão Europeia, resultaram no

aumento efetivo da capacidade renovável no Portugal. Neste contexto, entre

2008 e 2012 a fonte eólica teve uma expansão 51,7%, enquanto a capacidade de

geração solar dobrou sua participação na matriz, embora em 2012 represente

apenas 1% da capacidade instalada total. Vale apontar que, mesmo com a

política direcionada à expansão das fontes renováveis, a capacidade de geração

térmica no Portugal cresceu em 20,5% entre 2008 e 2012.

7.1.2. Geração

A eletricidade em Portugal é produzida por diferentes fontes, entre elas o

carvão, gás natural, óleo, água e o vento. Na parte continental o número de

produtores tem aumentado significativamente, uma vez que além das antigas

centrais térmicas e hídricas, têm surgido muitas outras de menor potencia, no

âmbito da cogeração ou de origem renovável.

O total de energia gerada em Portugal, em 2012, foi de 45,3TWh. Desse total,

como se observa na Tabela 54, 61,8% corresponderam à geração termoelétrica,

14,6% a geração hidrelétrica e 22,4% a geração eólica. Destacar que no período

179 EUROSTAT (2013). http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/energy/data/database.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

HÍDRICA 5,1 5,1 5,1 5,5 5,7

TÉRMICA 7,8 8,8 9,9 9,9 9,4

EÓLICA 2,9 3,3 3,8 4,3 4,4

SOLAR 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2

OUTROS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TOTAL 15,8 17,4 18,9 19,9 19,8

75

2008-2012, a geração eólica aumentou em 78,9%, enquanto a geração solar,

apesar de representar menos de 1% da geração total, vem apresentando um

incremento a cada ano. Por outro lado, a geração termoelétrica caiu em 10,8%.

Tabela 54: Geração líquida de energia elétrica por fonte em Portugal, em

TWh, 2008-2012


Em 2012 houve uma redução na geração hidroelétrica, como observado na

Tabela 3, consequência de um ano muito seco. Para compensar esta redução

houve um aumento das importações de eletricidade, como mostra a Tabela

70180.

No relativo às conexões internacionais, em 1998, Portugal e Espanha, iniciaram

a construção do Mercado Ibérico de energia Elétrica (MIBEL). Este é resultado

de um processo de cooperação desenvolvido pelos governos de ambos os países

com o objetivo de promoverem a integração dos sistemas elétricos. Na Tabela

55 se observa que o Portugal é um país importador de energia elétrica.

Tabela 55: Importação e exportação de energia elétrica em Portugal, em TWh,

2008-2012


7.1.4. Redes de Transmissão e Distribuição

Portugal tinha, em 2012, 8.534 km de rede de transmissão, conforme Tabela 56,

dos quais 31% correspondiam à alta tensão, 46% à média tensão e 35% à baixa

tensão, pertencentes à Rede Nacional de Transmissão.

180 Portal das energias Renováveis (2013). http://www.energiasrenovaveis.com/DetalheNoticias.asp?ID_conteudo=659&ID_area=15.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

HÍDRICA 7,2 8,9 16,3 12,0 6,6

TÉRMICA 31,4 32,0 26,9 29,6 28,0

EÓLICA 5,7 7,5 9,1 9,1 10,2

SOLAR 0,0 0,2 0,2 0,3 0,4

OUTROS 0,2 0,2 0,2 0,2 0,1

TOTAL 44,6 48,7 52,8 51,1 45,3

2008 2009 2010 2011 2012

Importação 10,7 7,6 5,8 6,7 10,8

Exportação 1,3 2,8 3,2 3,9 2,9

76

Tabela 56: Extensão da rede de transmissão de Portugal, em km, 2008-2012

Fonte: REN, 2013181

Em relação às linhas de distribuição elas se dividem em linhas aéreas e cabos

subterrâneos, e são operadas no âmbito de contratos de concessão estabelecidos

entre os municípios e os distribuidores. Em 2012 a extensão total das linhas era

209.313,98 km, sendo que 83,8% correspondiam às linhas aéreas e 23,8% a cabos

subterrâneos, conforme a Tabela 57.

A EDP Distribuição é concessionaria da Rede Nacional de Distribuição (RND)

que opera em média e alta tensão na parte continental do território Português,

sendo também concessionaria de quase toda a rede de distribuição de baixa

tensão. Ela é detentora de quase 99% da rede de distribuição na parte

continental, apenas não detém as redes dos autoprodutores e de pequenas

cooperativas182.

Tabela 57: Extensão da rede de distribuição de Portugal, em km, 2008-2012

Fonte: EDP Distribuição, 2013183

Por outro lado, no que respeita às perdas de energia na rede o sistema

português apresenta em média 8,7% de perdas, em relação à geração líquida,

entre 2008 e 2012, como mostra a Tabela 58.

181REN (2014). http://www.centrodeinformacao.ren.pt/PT/publicacoes/Paginas/CaracterizacaoREN.aspx.

182 EDP Distribuição (2013).

183 EDP Distribuição (2013).

2008 2009 2010 2011 2012

400 kV 1.589 1.609 1.973 2.236 2.333

220 kV 3.257 3.289 3.467 3.492 3.521

150 kV 2.667 2.671 2.609 2.643 2.680

Total 7.513 7.569 8.049 8.371 8.534

2008 2009 2010 2011 2012

Linhas Aéreas 169.321 170.931 172.181 173.469 174.293

Alta Tensão (60 kV) 8.373 8.445 8.485 8.592 8.625

Média tensão (30, 15 e 10 kV) 57.700 58.261 57.945 58.133 58.152

Baixa tensão (400/230 V) 103.248 104.225 105.751 106.744 107.516

Cabos Subterrâneos 45.534 47.315 48.136 49.159 49.441

Alta Tensão (60 kV) 467 468 496 522 515

Média tensão (30, 15 e 10 kV) 14.614 15.133 15.527 16.009 16.027

Baixa tensão (400/230 V) 30.453 31.714 32.113 32.627 32.899

Total 214.855 218.246 220.317 222.628 223.734

http://www.centrodeinformacao.ren.pt/PT/publicacoes/Paginas/CaracterizacaoREN.aspx

77

Tabela 58: Perdas na Transmissão e Distribuição de energia elétrica, em TWh,

2008-2012


7.1.5. Consumo

A demanda de energia elétrica de Portugal em 2012 foi de 46,2TWh, dos quais

34,5% foram consumidas pelo setor industrial, 27,9% pelo setor residencial e

34,6% pelo setor de serviços, como observado na Tabela 59.

Tabela 59: Consumo de energia elétrica de Portugal por setor, em TWh, 2008-

2012


Comparado com 2008 o consumo do setor industrial, em 2012, teve queda de

10,6%. Porém, a maior queda ocorreu entre 2011 e 2012 passando de 17TWh

para 15,9TWh. Como na maioria dos países europeus, o consumo de

eletricidade do setor industrial apresentou grandes quedas por causa da crise

econômica vivenciada no continente. No setor residencial o consumo vem

diminuído a partir de 2011, sendo que para 2012 o consumo foi de 4,2% menor

que em 2008. Por outro lado, o setor de serviços apresentou menor variação no

consumo durante o período de análise, tendo um incremento de 1,5%

comparado com 2008.

Em relação ao número de consumidores, observa-se na Tabela 60, que para 2013

havia mais de 6 milhões de consumidores conectados a rede de distribuição,

dos quais aproximadamente 3,8 milhões eram consumidores regulados.

2008 2009 2010 2011 2012

PERDAS 4,2 3,8 4,3 4,1 4,7

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 17,6 16,2 17,5 17,0 15,9

Residencial 13,4 14,2 14,5 13,8 12,9

Serviços 15,8 16,0 16,4 16,3 16,0

Outros 1,5 1,5 1,5 1,4 1,4

Total 48,4 47,9 49,9 48,4 46,2

78

Tabela 60: Número de consumidores conectados à rede de distribuição em

Portugal, em milhões, 2008-2013

Fonte: EDP Distribuição, 2013184

Destacar que desde a liberalização do mercado, em 2006, a cada ano aumentou

o número de consumidores não regulados, passando de 197 mil consumidores

em 2008 para pouco mais de 2 milhões em 2013. A redução do número de

consumidores regulados, principalmente em 2013, está relacionada com o fim

da tarifa regulada para consumidores finais que aconteceu em 2012, mas tem o

período de transição, como se menciona adiante185.

7.2. Estrutura do Setor Elétrico Português

7.2.1. Organização do Setor Elétrico de Portugal186

O processo de liberalização dos mercados de eletricidade da maioria dos países

europeus ocorreu em fases distintas, tendo começando por incluir, do lado do

consumo, os clientes com maior consumo e maior tensão.

Portugal também seguiu esta metodologia e a abertura do mercado foi efetuada

de forma progressiva entre 1995 e 2006. Assim, desde 2006, Decreto-lei

172/2006 (Lei Base da Eletricidade), todos os consumidores da parte continental

do país podem escolher o seu fornecedor de energia elétrica, antecipando a data

de 1 de julho de 2007 estabelecida pela Diretiva no 2003/54/CE.

Após a implantação da Lei Base de Eletricidade, os setores vinculados e não

vinculados do Sistema Elétrico Nacional (SEN) foram substituídos por um

sistema de mercado único. As atividades de produção e comercialização de

eletricidade e a gestão dos mercados de eletricidade organizados estão agora

inteiramente abertas à concorrência, sujeitas à obtenção de licenças e

184 EDP Distribuição Portugal (2014). http://www.edp.pt/PT/AEDP/UNIDADESDENEGOCIO/DISTRIBUICAODEELECTRICIDADE/Pages/Distribui%C3%A7%C3%A3oPT.aspx.

185 ERSE (2013). http://www.erse.pt/pt/electricidade/liberalizacaodosector/informacaosobreomercadoliberalizado/2014/Paginas/2014.aspx.

186 ERSE (2014). http://www.erse.pt/pt/electricidade/Paginas/default.aspx.

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Consumidor Regulado 5.890.427 5.842.797 5.791.683 5.771.900 5.031.323 3.806.833

Consumidor não Regulado 197.752 277.008 357.363 365.776 1.063.883 2.268.160

Total 6.088.179 6.119.805 6.149.046 6.137.676 6.095.206 6.074.993

http://www.edp.pt/PT/AEDP/UNIDADESDENEGOCIO/DISTRIBUICAODEELECTRICIDADE/Pages/Distribui%C3%A7%C3%A3oPT.aspx

http://www.edp.pt/PT/AEDP/UNIDADESDENEGOCIO/DISTRIBUICAODEELECTRICIDADE/Pages/Distribui%C3%A7%C3%A3oPT.aspx

http://www.erse.pt/pt/electricidade/liberalizacaodosector/informacaosobreomercadoliberalizado/2014/Paginas/2014.aspx

http://www.erse.pt/pt/electricidade/liberalizacaodosector/informacaosobreomercadoliberalizado/2014/Paginas/2014.aspx

http://www.erse.pt/pt/electricidade/Paginas/default.aspx

79

aprovações necessárias. No entanto, as atividades de transporte e distribuição

continuam a ser desenvolvidas por meio de concessões públicas187.

A geração tem dois regimes legais: (i) produção em regime ordinário (PRO),

relativa à produção de eletricidade com base em fontes tradicionais não

renováveis e em grandes centros eletro produtores hídricos, e; (ii) produção em

regime especial (PRE), relativa à cogeração e à produção elétrica a partir da

utilização de fontes de energia renováveis188. As centrais em regime ordinário

vendem energia livremente no mercado e são remuneradas pelo preço spot ou

por contratos que venham a firmar em outras condições com os agenste. Estas

centrais concorrem em regime de mercado (Mercado Ibérico) com as centrais de

produção espanholas, através da importação.

Na atividade de transmissão a REN (Redes Energéticas Nacionais) é

responsável pelo desenvolvimento, exploração e manutenção da RNT (Rede

Nacional de Transporte) e das interligações internacionais, assim como da

gestão global do sistema, assegurando a coordenação das instalações de

produção e de distribuição.

A Rede Nacional de Distribuição (RND) está constituída por linhas de alta,

média e baixa tensão. Como já mencionado, a EDP Distribuição189 é detentora

de 99% da rede de distribuição através de contratos de concessão celebrados

com todos os municípios, sendo que existem também redes dos autoprodutores

e de pequenas cooperativas.

No que cabe à comercialização, desde 2006 todos os consumidores de energia

elétrica no Portugal são livres para escolher o seu fornecedor de serviço. Assim,

para os clientes domésticos em 2013 existiam sete comercializadores registrado

no regulador; e para os grandes consumidores o número de comercializadores

registrados nesse ano foi de 10190.

7.2.2. Marco Institucional191

A Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) é a instituição

responsável pela regulação do SEP e também de gás natural. Dentre suas

atribuições se destacam: a proteção dos direitos e interesses dos consumidores,

a verificação do cumprimento das obrigações de serviço público e demais

obrigações legais, a garantia às empresas reguladas do equilíbrio econômico

187 EDP (2014). http://www.edp.pt/pt/aedp/sectordeenergia/sistemaelectricoportugues/Pages/SistElectNacional.aspx.

188 REN (2014). http://www.ren.pt/o_que_fazemos/eletricidade/o_setor_eletrico/.

189 EDP Distribuição, 2013.

190 ERSE (2014).

191 Banco BPI (2011). https://quartarepublica.files.wordpress.com/2011/04/bpidt.pdf.

80

financeiro e a aprovação das tarifas dos setores regulados, transmissão e

distribuição. Além da ERSE, podem-se citar outras instituições e agentes

participam do SEP:

a) Ministério da Economia, da Inovação e do Desenvolvimento (MEID): tem como

missão conceber, executar e avaliar as políticas dirigidas a este setor.

b) Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG): integrada ao MEID e tem por

missão contribuir para a concepção, promoção e avaliação das politicas

energéticas. Também é responsável pelo licenciamento da geração de

energia elétrica em regime especial.

c) Redes Energéticas Nacionais, que além de ser o proprietário das RNT é o

operador da rede, sendo a única entidade de transporte de eletricidade com

contrato de Concessão com o Estado Português. Esta entidade tem entre

suas principais obrigações o planejamento da expansão da rede assim como

a responsabilidade de mantê-la e garantir o seu bom funcionamento.

d) A EDP Distribuição principal detentora da rede de distribuição, encarregada

de operar a RND, e a maioria das redes de baixa tensão no âmbito dos

contratos de concessão estabelecidos com os municípios.

e) Comercializadores de Último Recurso: atuam no mercado regulado com a

finalidade de garantirem o fornecimento de eletricidade aos consumidores

em condições de qualidade e continuidade do serviço, cobrando a tarifa

regulada. A função de comercializador de último recurso foi criada para

garantir o fornecimento a todos os consumidores de eletricidade,

independentemente de haver ou não comercializadores em regime de

mercado interessados em fornecê-lo192. De acordo com a ERSE existem

atualmente, em Portugal, 11 comercializadores de último recurso na parte

continental do país, entre eles a EDP Serviço Universal (parte do grupo EDP

criada para esta finalidade) e 2 comercializadores na parte insular193.

f) Comercializadores em Regime de Mercado: pode ser qualquer comercializador

desde que devidamente licenciado e a tarifa é fixada entre o cliente e o

fornecedor. Como apontado anteriormente, em 2013 existiam sete

comercializadores para os clientes residenciais e 10 para os grandes

consumidores.

g) Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL): resultado do processo de cooperação

desenvolvido pelos governos de Portugal e Espanha com o objetivo de

promoverem a integração dos sistemas elétricos dos dois países194. Tem

192 EDP Distribuição (2014). http://www.edp.pt/pt/negocios/PerguntasFrequentes/Pages/PerguntasFrequentes.aspx.

193 ERSE (2014). http://www.erse.pt/pt/electricidade/agentesdosector/comercializadoresregulados/Paginas/default.aspx.

194 MIBEL (2014). http://www.mibel.com/index.php?mod=pags&mem=detalle&relmenu=18&relcategoria=1026&idpag=67.

81

atualmente dois operadores de mercado: OMEL (operador do mercado à

vista espanhol) e OMIP.

h) OMIP: é a bolsa de derivativos do MIBEL, operado por Portugal, que

assegura a gestão do mercado, com as funções de Câmara de Compensação

e Contraparte Central das operações realizadas no mercado195.

7.2.3. Mercado de Eletricidade

A atividade de produção de eletricidade em regime de mercado está associada

a um mercado atacadista, no qual os agentes presentes na produção vendem a

eletricidade para os agentes que precisam adquiri-la para atender a sua carteira

de clientes finais ou para o consumo próprio.

O funcionamento do mercado atacadista de eletricidade está apoiado na

existência de um conjunto de modalidades de contratação que se

complementam entre si, que atualmente compreendem: um mercado a prazo,

um mercado a vista, e um mercado de contratação bilateral em que os agentes

contratam para os diversos horizontes temporais a compra e venda de

eletricidade196.

O mercado diário197 do MIBEL é a plataforma onde se transaciona eletricidade

para entrega no dia seguinte ao da negociação. Este mercado forma preço para

cada uma das 24 horas do dia. Ele funciona através do cruzamento de ofertas,

de compra e venda, por parte dos diversos agentes registrados para atuar

naquele mercado. As regras de funcionamento deste mercado organizado são

próprias do OMEL.

O mercado a prazo198 (semana, mês, trimestre e ano) de eletricidade é um

mercado organizado que oferece instrumentos de gestão de risco sob a forma de

derivativos. No âmbito do MIBEL, a gestão deste mercado é de

responsabilidade do OMIP que disponibiliza os seguintes instrumentos:

contratos futuro, padronizados com liquidações diárias, cabendo à câmara de

compensação a responsabilidade de liquidar as margens diárias; contratos

Forward, padronizado com liquidação na data contratada sob-responsabilidade

195 OMIP (2014). http://www.omip.pt/OMIP/Perfil/tabid/63/language/pt-PT/Default.aspx.

196 ERSE (2014). http://www.erse.pt/pt/supervisaodemercados/mercadodeelectricidade/contratacao/Paginas/default.aspx.

197 ERSE (2014). http://www.erse.pt/pt/supervisaodemercados/mercadodeelectricidade/mercadodiario/Paginas/default.aspx.

198 ERSE (2014). http://www.erse.pt/pt/supervisaodemercados/mercadodeelectricidade/mercadoaprazo/Paginas/default.aspx.

82

da câmara de compensação; e contratos SWAP, padronizado e sem entrega de

produto, mas com liquidação das margens correspondentes.

Por outro lado, a atividade de comercialização também se desenvolve no

mercado varejista, no qual os agentes comercializadores concorrem para

assegurar o fornecimento dos clientes finais. A liberalização do sector incluiu

separação da atividade de comercialização da atividade de distribuição,

permitindo assim a entrada de novos agentes, introduzindo a concorrência. Por

conseguinte os clientes passaram a relacionar-se diretamente com os

comercializadores199.

Desde 2006 todos os consumidores podem escolher livremente o seu

comercializador de eletricidade, e também podem trocar de comercializador de

eletricidade sem qualquer tipo de encargo adicional, podendo adquirir energia

diretamente dos produtores, comercializadores ou através de mercados

organizados.

No entanto, ainda existe o mercado regulado devido a que existe um número de

consumidores que optaram por permanecer neste mercado e pagar a tarifa do

Comercializador de Último Recurso (CUR). Em geral este é o caso das pequenas

empresas e dos clientes domésticos. Mas, a partir de 2011 o CUR apenas fornece

eletricidade com base na tarifa regulada aos clientes em baixa tensão com

potência contratada até 41,4 kW (consumidores domésticos)200. E, como já

citado, desde 2012 extinguiu-se a tarifa regulada para consumidores finais, no

entanto existe um período de transição que estará vigente até dezembro de

2015.

Na Figura 14, se observa de forma esquemática o funcionamento do mercado

elétrico do Portugal.

199 ERSE (2014). http://www.erse.pt/pt/electricidade/actividadesdosector/Paginas/default.aspx.

200 Banco BPI (2011).

83

Figura 14: Mercado Elétrico Portugal

Fonte: Energy Policy of IEA Countries – Portugal 2009 Review. (p. 110)

7.2.4.Preço 201

Para que cada cliente pague na medida dos custos que provoca no sistema,

torna-se necessário que a tarifa que lhe é aplicada seja composta pelas tarifas

por atividade que, por sua vez, são determinadas com base nos diferentes

custos de cada atividade.

Assim, no caso dos consumidores que compram energia de comercializadores,

segundo detalhado na Figura 15, o preço da energia ao consumior inclui a parte

dos custos da transmissão, da distribuição e outros custos chamados de “Custos

de Gestão Global do Sistema” que são tarifas reguladas pela ERSE. A estes

custos se acrescenta o custo da geração, que não é regulado, e os custos da

própria atividade de comercialização, que também não são regulados.

201 ERSE (2014). http://www.erse.pt/pt/electricidade/tarifaseprecos/Paginas/default.aspx.

http://www.erse.pt/pt/electricidade/tarifaseprecos/Paginas/default.aspx

84

Figura 15: Formação das Tarifas de Acesso

Fonte: ERSE, 2014202

As tarifas reguladas aplicadas pelo CUR aos clientes finais incluem os mesmo

custos que no caso das tarifas livres, mas a diferença é que os custos da geração

e da comercialização também são regulados, conforme a Figura 16.

Figura 16: Tarifas de Venda a Clientes Finais

Fonte: ERSE, 2014203

A extinção gradual das tarifas reguladas para todos os clientes finais está

ocorrendo em fases204. Os consumidores com potência maior a 10,35KVA têm

202 ERSE (2014).

203 ERSE (2014).

85

até final de 2014 para contratarem energia com um comercializador não

regulado, e aqueles com potência menor têm até final de 2015 para fazê-lo.

Durante o período transitório os consumidores continuarão, caso permaneçam

no mercado regulado, a ser abastecidos pelo comercializador de último recurso

com uma tarifa transitória fixada pela ERSE, sujeita a revisão trimestral.

Cabe apontar que em Portugal existe uma tarifa social205 que consiste na

aplicação de um desconto sobre a tarifa de acesso às redes de eletricidade em

baixa tensão, que compõe o preço final faturado ao cliente. Como a tarifa social

incide apenas sobre um custo regulado, o acesso à rede, e não sobre os

componentes competitivos, isto é a geração e o custo de comercialização, a

liberalização total da comercialização não para o consumidor final não afetará a

tarifa social. Ela incide sobre a potência contratada e varia de acordo com a

potência como se mostra na Tabela 61.

Tabela 61: Valor do desconto na Tarifa Social para 2014

Potência

Contratada

Valor do desconto

(mensal)

1,15KVA 0,46 € (+IVA)

2,3KVA 0,91 € (+IVA)

3,45KVA 1,37 € (+IVA)

4,6KVA 1,82 € (+IVA)

Fonte: ACOP, 2014206

A tarifa social é aplicável aos clientes de eletricidade que estejam em uma

situação de carência socioeconômica, comprovada pelo sistema de segurança

social e devem ser beneficiários de uma das seguintes prestações sociais:

complemento solidário para idosos, rendimento social de inserção, subsídio

social de desemprego, 1º escalão do abono de família e pensão social de

invalidez. Os custos com a aplicação da tarifa social são suportados pelos

produtores de eletricidade em regime ordinário.


Segundo a Eurostat (2013), os impostos que incidem sobre a tarifa elétrica de

Portugal estão detalhados na Tabela 62.

204 EDP Serviço Universal (2014). http://www.edpsu.pt/pt/destaques/Pages/Extin%C3%A7%C3%A3odastarifasreguladasdeeletricidade.aspx

205 ERSE (2014). http://www.erse.pt/consumidor/Paginas/TarifaSocial.aspx.

206 ACOP (2014). http://www.acopbarcelos.com/2014/03/12/descontos-sociais-de-electricidade-tarifa-social-e-apoio-social/.

86

Tabela 62: Impostos e encargos ao consumo de energia elétrica em Portugal:

2013

Fonte: Eurostat (2013) – Electricity prices- price system


Taxa de Regulação e

Sobretaxas Renováveis

23% 23%

Baixa tensão: mais 0,35

por unidade consumidora

Baixa tensao: + 0,07 cents

por domicilio

Taxa de Concessão

VAT

Não

reembolsável

87

8. REINO UNIDO

O Reino Unido é formado pela Inglaterra, País de Gales, Escócia e Irlanda do

Norte. Os primeiros três conformam ainda a Grã Bretanha. Segundo dados do

Banco Mundial (2013) o Reino Unido tem uma superfície de 243.610 km2 e uma

população de 63,61 milhões de pessoas (em 2012).

Conforme a Tabela 63 observa-se que o PIB real do Reino Unido teve uma

queda de 5,17% em 2009 e experimentou baixo crescimento a partir de então,

sendo menos de 0,5% em 2012. É preciso destacar também que entre 2008 e 2012

o PIB per capita real do Reino Unido caiu 6,28%, passando de US$ 40.248 em

2008 para US$ 37.724 em 2012.

Tabela 63: Crescimento do PIB real e per capita do Reino Unido: 2008-2012


8.1. Sistema Elétrico do Reino Unido

O sistema elétrico no Reino Unido é totalmente integrado, conforme mostrado

na Figura 17. Assim, existe um único regulador e um único operador do

sistema, embora existam quatro empresas proprietárias das redes de

transmissão, como será explicado nas seguintes seções.

88

Figura 17: Sistema elétrico do Reino Unido

Fonte: ENA (2014)


A matriz elétrica do Reino Unido é essencialmente térmica, como se observa na

Tabela 64. Segundo dados da Eurostat (2013), em 2012, 71,5% da capacidade

instalada do Reino Unido correspondiam a fontes térmicas. Destas, as

principais são as plantas de gás natural e as plantas a carvão. As fontes

nucleares foram responsáveis por 10,2% da capacidade instalada para o mesmo

ano. No Reino Unido, pouco mais de 80% da capacidade instalada está

concentrada na Inglaterra e o restante na Escócia e na Irlanda do Norte207.

Tabela 64: Capacidade Instalada do Reino Unido, em GW: 2008-2012


207 DUKES (2013).

89

Entre 2008 e 2012 a capacidade instalada do Reino Unido aumentou 9,9%. A

capacidade térmica aumentou 3,9%, sendo que existiu uma queda significativa

das geradoras a carvão e das nucleares (-9,4%), enquanto as plantas a gás

natural ampliaram a capacidade em mais de 25% nesse período. Observa-se

uma sinalização de abandono do carvão por ser um combustível fóssil mais

poluente, a fim de atender às metas ambientais estabelecidas.

Houve um forte crescimento da fonte eólica, que passou de 3,41GW em 2008

para 8,89GW em 2012, representando um aumento de 160,7%. Também houve

um crescimento das outras fontes, com destaque para solar e biomassa208. No

caso das fontes solares, a capacidade de geração passou de 0,2GW para 1,71GW,

ao que corresponde um incremento de 755%. As instalações solares no Reino

Unido são as fotovoltaicas, pois o país não conta com sistemas heliotérmicos.

Somente de 2011 para 2012, a capacidade instalada de solares no Reino Unido

cresceu 72,7%. Isso se deve principalmente ao forte incentivo, conforme

mostrado na seção Impostos e Subsídios.

8.1.2. Geração

A produção de energia elétrica está baseada fundamentalmente em geração

térmica e nuclear, com uma pequena participação, ainda que crescente, das

fontes renováveis de energia. Em 2012 a geração líquida total do Reino Unido

foi de 345,8TWh209, deste total 73,1% correspondeu à geração térmica

convencional e 18,5% à geração nuclear, conforme a Tabela 65.

Tabela 65: Geração líquida no Reino Unido, em TWh:2008-2012


Embora entre 2008 e 2012 a potência instalada tenha aumentado, neste período

houve uma queda de 6,4% da geração de eletricidade, principalmente

relacionada a queda no consumo. A maior queda foi da geração das fontes

termoelétricas convencionais, que passaram de 308,6TWh em 2008 para

252,9TWh em 2012, enquanto a geração nuclear aumentou 34,1% entre 2008 e

2012. É preciso destacar que a geração de outras fontes, principalmente a solar,

208 DUKES (2013).

209 EUROSTAT (2013).

90

experimentou um grande aumento, passando de 17GWh em 2008 para

1.188GWh em 2012210.

O Reino Unido está interligado a outros sistemas elétricos – França, Holanda e

Irlanda – com os quais realiza transações de importação e exportação de energia

elétrica211. Na Tabela 66 mostra-se a evolução das importações e exportações

entre 2008 e 2012. Observa-se que o Reino Unido é um importador líquido212,

porém a quantidade importada representa apenas 3% do consumo total.

Tabela 66: Exportações e Importações de eletricidade no Reino Unido, em

TWh: 2008-2012



O sistema de transmissão da Grã Bretanha é formado por linhas de transmissão

de alta voltagem, igual ou maior a 275KV na Inglaterra e País de Gales, e

maiores ou iguais a 132KV na Escócia213. Segundo a Tabela 67, para 2001, dos

23.366 km de linhas de transmissão, 62,1% pertencem ao National Grid

(Inglaterra e País de Gales), sendo que o restante pertence às escocesas Scottish

Power e Scottish Hydro-Electric.

Tabela 67: Extensão das linhas de transmissão na Grã Bretanha, em km:2001

Fonte: Vass, Marchant (2002)

No que cabe às linhas de distribuição, a Tabela 68 mostra que para 2001 no

Reino Unido 81% das linhas estavam na Inglaterra e no País de Gales, enquanto

apenas 5% pertenciam à Irlanda do Norte.


211 Ofgem (2013).

212 Como mencionado anteriormente, o consumo não considera o consumo do próprio setor na produção de eletricidade.

213 IEA (2012) – The United Kingdom 2012 Review.

2008 2009 2010 2011 2012

Importação 12,29 6,61 7,14 8,69 13,79

Exportação 1,27 3,75 4,48 2,47 1,75

Cabos

subterrâneos

Linhas

aéreasTotal

Ingleterra e País de Gales

National Grid 621 13.891 14.512

Escócia

ScottishPower 247 3.851 4.098

Scottish Hydro-Electric 56 4700 4.756

Total Grã Bretanha 924 22.442 23.366

91

Tabela 68: Extensão linhas de distribuição no Reino Unido, em km: 2001

Fonte: Vass, Marchant (2002)

Na Tabela 69 se observa que as perdas da rede de transmissão e distribuição no

Reino Unido representam em média 7,7% da geração líquida no período 2008-

2012.

Tabela 69: Perdas da rede de distribuição e transmissão no Reino Unido, em

TWh: 2008-2012


8.1.4. Consumo

Em 2012 a demanda de energia elétrica do Reino Unido foi de 317,57TWh214.

Conforme a Tabela 70 demonstra, o setor que teve maior demanda foi o

residencial, que representou 36,1% do total, seguido da indústria e do setor de

serviços, que representaram 30,8% e 30,6%, respectivamente.

Tabela 70: Consumo de eletricidade segundo tipo de consumidor no Reino

Unido, em TWh: 2008-2012


Entre 2008 e 2009 o consumo caiu 7,1%, sendo o setor industrial o que

apresentou maior redução de sua demanda, passando de 114,15TWh em 2008

para 97,82TWh em 2012, representando uma queda de 14,3%. No mesmo

período o consumo dos setores de serviços e residencial também caiu em 2,8% e

4,3%, respectivamente.


SistemaCabos

subterrâneosLinhas aéreas TOTAL

Inglaterra e País de Gales 395.545 264.576 660.121

Escócia 55.081 54.956 110.037

Irlanda do Norte 12.566 30.957 43.523

TOTAL 463.192 350.489 813.681

2008 2009 2010 2011 2012

Residencial 119,80 118,54 118,84 111,60 114,70

Industrial 114,15 99,74 104,52 102,35 97,82

Servicos 99,86 95,63 97,36 95,89 97,10

Outros 8,01 7,84 8,11 8,03 7,96

TOTAL 341,82 321,75 328,82 317,87 317,57

92

Segundo a IEA (2012), havia em 2010 na Grã Bretanha 27,4 milhões de

consumidores residenciais, dos quais mais de 99% contratavam o serviço de

eletricidade com as seis maiores comercializadoras: British Gas (25%), Scottish

and Southern Energy (20%), E.ON UK (17%), RWE NPower (14%), EDF Energy

(13%), Scottish Power (11%)215.

8.2. Estrutura do setor elétrico do Reino Unido

8.2.1 Organização do setor elétrico do Reino Unido

O mercado elétrico do Reino Unido é organizado nas atividades de geração,

transmissão, distribuição e comercialização. Tanto a geração quanto a

comercialização estão em um regime de livre mercado, enquanto a transmissão

e a distribuição são atividades reguladas.

A atividade de geração é realizada por empresas privadas em regime de

concorrência. Estas empresas são encarregadas de realizar investimento na

ampliação da capacidade segundo os sinais do mercado, portanto não existe um

planejamento central da expansão.

As redes de transmissão são de propriedade das companhias de transmissão

regionais. Atualmente existem três empresas proprietárias das redes de

transmissão na Grã Bretanha, as quais tem a responsabilidade de desenvolver e

manter as linhas de alta voltagem nas suas respectivas áreas: a National Grid

Electricity Transmission PLC (NGET), que opera na Inglaterra e no País de Gales,

a Scottish Power Transmission Limited, que opera no sul da Escócia, e a Scotish

Hydro Electric Transmission PLC, que opera no norte da Escócia e em diversas

ilhas216. Embora existam três companhias proprietárias das linhas de

transmissão, existe um só operador do sistema, que é o NGET. Como a

atividade de transmissão é um monopólio natural, esta é regulada.

A rede de distribuição é a que leva a eletricidade das linhas de alta voltagem

para os consumidores industriais, comerciais e residenciais. Atualmente

existem na Grã Bretanha 14217 empresas autorizadas para exercer a atividade de

distribuição, as quais pertencem a seis grupos empresariais. Além disso,

existem também pequenas distribuidoras independentes. Da mesma forma que

no caso da transmissão, a distribuição é um monopólio natural, portanto é uma

atividade regulada.

215 IEA (2012) – The United Kingdom 2012 Review (p. 135).

216 Ofgem (2013).

217 Ofgem (2013).

93

A atividade de comercialização de energia é competitiva e os consumidores são

livres para escolher o comercializador. Geralmente as empresas que

comercializam energia elétrica na Grã Bretanha também comercializam gás218.


O setor elétrico da Grã Bretanha tem as atividades de geração e comercialização

totalmente liberalizadas, enquanto as atividades de transmissão e distribuição

(consideradas monopólios naturais) são reguladas. Neste contexto, as principais

entidades que atuam no setor elétrico, além das empresas privadas, são:

a) Secretary of State for Energy and Climate Change, que é a encarregada de

elaborar as políticas referentes ao setor de energia visando o fornecimento

seguro, com baixos custos e garantindo a sustentabilidade ambiental.

b) Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem) regula as companhias

monopolísticas do setor de gás natural e eletricidade. Esta entidade é

responsável em garantir o preço justo para os serviços de gás e eletricidade

através do controle das receitas e incentivos para ganhos de eficiência nas

empresas monopolísticas e através da supervisão dos mercados de energia.

A Ofgem também deve garantir o abastecimento de energia futura e

sustentável de energia através da aplicação de incentivos.

c) The Committee of Climate Change (CCC). O Comitê é responsável por

assessorar o governo na decisão de metas de emissão de gases de efeito

estufa e informar o progresso da redução ao Parlamento.

d) National Grid. É o operador do sistema de transmissão, responsável por

coordenar e assegurar a operação estável e segura de todo o sistema de

transmissão. Os proprietários da rede de transmissão têm a obrigação de

fornecer o serviço de transmissão à NGET. A NGET e os proprietários das

redes devem fazer o planejamento conjunto para a expansão do sistema219.

e) ELEXON: é a entidade encarregada de administrar o mercado de diferenças

entre a energia dos contratos e energia elétrica efetivamente produzida e

consumida. Assim, esta entidade calcula o volume de energia elétrica que

corresponde à diferença entre o montante contratado pelos agentes e os

valores reais de produção e consumo e, com base nessa informação, calcula

o preço a ser aplicado.


No sistema elétrico da Grã Bretanha existem dois mercados de energia: o

mercado atacadista e o mercado de varejo.

218 Electricity Guide (2014).

219 National Grid (2010). A Summary of de System Operator –Transmition Owner Code.

94

O Mercado atacadista220

Os comercializadores e os geradores podem recorrer ao mercado atacadista

para comprar energia elétrica. Estas transações são realizadas através de dois

mecanismos: por contratos ou no mercado de curto prazo. As negociações entre

as partes são bilaterais e os contratos de compra e venda de energia elétrica

podem ter diferentes períodos de duração, variando desde anos até contratos de

somente um dia. A eletricidade também pode ser importada ou exportada

através das interligações existentes. Atualmente, existem interligações elétricas

entre Grã Bretanha e França, Holanda e Irlanda.

No mercado de curto prazo, a NGET, como operador do sistema, também tem a

responsabilidade de garantir o fornecimento de energia elétrica e atender a

demanda real em tempo real. Portanto, tem a responsabilidade de balancear a

energia residual, aquela que resulta das diferenças entre os contratos e o

consumo e produção real.

Neste sentido, a NGET, através de ELEXON, compara a energia contratada com

a energia realmente comprada e vendida individualmente por agente. Uma vez

calculada a quantidade de energia comercializada fora dos contratos, a

ELEXON calcula o preço de equilíbrio a ser aplicado, sendo tal preço o que

garante que a oferta e a demanda fiquem em equilíbrio. Os mecanismos usados

pela ELEXON são regulados no Balancing and Settlement Code (BSC)221.

Assim, se um participante do mercado gera ou consome mais ou a menos que a

eletricidade contratada, estes ficam expostos ao preço de equilíbrio.

O mercado de varejo222

A concorrência foi introduzida no mercado de varejo da Grã-Bretanha em 1999.

Desde então os consumidores domésticos e não domésticos contratam

livremente o comercializador que irá lhes fornecer energia elétrica. Os

comercializadores têm a obrigação de contratar energia no mercado atacadista e

repassá-la aos consumidores finais, sendo livres para estabelecer o preço que o

consumidor deve pagar por este serviço. Assim, através da concorrência entre

os comercializadores, procura-se ter preços competitivos, uma ampla variedade

de produtos e promover a execução de um serviço com qualidade.


No mercado da Grã Bretanha o preço da energia para o consumidor final é

estabelecido pelo comercializador que atua em regime de concorrência. Neste

sentido, o preço final para o consumidor não é regulado. Porém, as tarifas da

220 Ofgem (2013) – Wholesale Market.

221 ELEXON (2013).

222 Ofgem (2013).

95

transmissão e da distribuição são reguladas pela Ofgem. As compras de energia

são feitas livremente entre os comercializadores e os produtores através de

contratos nos quais se estabelece o preço de compra. A Ofgem define as tarifas

para a transmissão e a distribuição com base no modelo RIIO de controle de

preços223, o qual permite calcular as receitas das empresas em função de

incentivos, inovações e outputs. A definição dos preços da transmissão se

baseiam no RIIO-T1224, enquanto a definição dos preços da distribuição é

baseada no Distribution Price Control Review 5225, ambos no âmbito do modelo

RIIO.

Por fim, os comercializadores definem o preço final dos clientes com base em

seus contratos de compra e venda de energia e os preços definidos para as redes

de transmissão e distribuição. Segundo dados da Ogfem, atualmente existem no

mercado da Grã Bretanha226 34 comercializadoras que oferecem o serviço de

fornecimento de energia.


No Reino Unido, as fontes renováveis são promovidas por tarifas feed-in e um

sistema de cotas com certificados verdes. As tarifas feed-in permitem que

geradores com plantas de pequena capacidade possam vender energia elétrica a

tarifas fixas adotadas pela OFGEM.

As Obrigações Renováveisl (Renewable Obligations) impõe ainda um sistema de

certificados no mercado elétrico. O programa consiste na compra, por parte dos

comercializadores, de certa quantidade de energia renovável. Os contratos

podem ser bilaterais ou firmados em um mercado de certificados. Assim, pode-

se afirmar que o fomento às renováveis encarece o preço da energia elétrica

(geração) aos consumidores, já que os custos operativos de renováveis são

superiores aos de fontes térmicas convencionais.

Os impostos do setor de eletricidade do Reino Unido podem ser divididos entre

aqueles aplicados aos consumidores industriais e aqueles aplicados aos

consumidores residenciais. Com base nos dados da Eurostat (2013) elaborou-se

a Tabela 71, na qual estão detalhados os impostos aplicados a cada tipo de

consumidor.

223 Ofgem (2013).

224 Ofgem (2013) – RIIO – T1 Price Control.

225 Ofgem(2013) – Distribution Proce Control Review 5.

226Ofgem (2013) – Registered FIT Licensed Suppliers.

96

Tabela 71: Impostos aplicados ao setor elétrico no Reino Unido, 2013


No caso dos subsídios, com base nos dados da Eurostat (2013) 227 e do Governo

do Reino Unido228, constatou-se que estes são aplicados somente ao setor

residencial, conforme demonstrado pela Tabela 72.


228 GOV UK (2014)- The warm home discount scheme; GOV UK (2014) Feed-in Tariffs.

97

Tabela 72: Subsídios ao setor residencial no Reino Unido, 2013


RESIDENCIAL

1. Desconto do esquema de casas quentes

Programa de quatro anos (2011-2015) para ajudar aos

consumidores de baixa renda com os custos da

energia. Equivalente a desconto de 140 GBP na conta

de luz.

2. Programa de Poupança de Energia Comunitário

(CESP)

Política que incentiva a comercializadores e geradores

a aplicarem medidas de poupança de energia dirigida

aos consumidores residenciais nas áreas de baixa

renda.

3. Esquema Feed-in de Tarifas (FIT)

Política que incentiva a construção de pequenas

geradoras renováveis (menos de 5 MW). Os

comercializadores garantem o pagamento da energia

produzida, seja esta consumida ou injetada na rede.

98

9. REPÚBLICA TCHECA

A República Tcheca é um país que tem 78.870 km2 e uma população total que

em 2012 atingiu 10,5 milhões de habitantes229. Na Tabela 73, observa-se que

após a forte queda do PIB em 2009, o país voltou a crescer nos dois anos

seguintes e, em 2012, o crescimento foi novamente negativo.

Em relação ao PIB per capita, constata-se que, após a queda de 5,05% em 2009

na comparação com 2008, voltou a crescer nos dois anos seguintes e, em 2012,

teve uma pequena queda (1,0%), acompanhando o movimento do PIB real.

Tabela 73 – Crescimento do PIB real e PIB per capita, República Tcheca, 2008-

2012


9.1. Sistema Elétrico da República Tcheca

A rede de transmissão da República Tcheca, que pode ser vista na Figura 18,

está interligada com a rede dos países vizinhos. O operador do sistema de

transmissão, Czech Transmission System Operator (CEPS), possui onze linhas de

interligação transfronteiriças em 400KV e seis em 220KV. Existem interligações

com a Alemanha (2.100mw), Áustria (750mw), Eslováquia (1.500mw) e Polônia

(1.200mw), totalizando 5.550mw, o equivalente a 32% da capacidade instalada

nacional230.


230 IEA (2010).

2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real 3,1 (4,5) 2,5 1,8 (1,0)

PIB per capita (US$ de 2005) 14.612,0 13.874,0 14.176,0 14.404,0 14.235,0

Variação PIB per capita (2008

ano-base = 100) 100,0 95,0 97,0 98,6 97,4

99

Figura 18 – Sistema Elétrico de Transmissão Tcheco e Interconexões

Internacionais

Fonte: IEA (2010) – Energy Policies of IEA Countries, Czech Republic 2010 Review (p. 100)231


Em 2004, foi formulado o State Energetic Concept of the Czech Republic,

posteriormente revisto em 2009. Esse documento estabelece que a política do

Estado para o setor elétrico é baseada em fontes de geração elétrica

diversificada e prioriza o uso de fontes domésticas na geração. Assim, a energia

nuclear ainda é considerada uma das fontes mais importantes, junto às fontes

térmicas. Embora ainda tenha um papel significativo na matriz elétrica, espera-

se uma queda no uso do carvão para geração. O gás natural é visto como uma

fonte complementar devido à sua dependência da importação.

O documento também enfatiza o desenvolvimento de fontes de energia

renovável, principalmente para atender às normas da União Europeia. A maior

parte da energia renovável deve vir a partir da biomassa, da energia geotérmica

e da solar232. Para atender à diretiva da União Europeia, em 2005, foi aprovado

o Act on Support of Electricity Generation from Renewable Energy Sources (Act nº

180/2005 Coll.), que garante aos produtores de eletricidade de fontes renováveis

a conexão preferencial ao sistema de transmissão e um preço de compra

garantido por 20 anos233.

Na Tabela 74 observa-se que, em 2012, a República Tcheca tinha 21,6GW de

capacidade instalada, dos quais 55,1% correspondiam a fontes termoelétricas,

231 IEA (2010). http://www.iea.org/countries/membercountries/czechrepublic/.

232 Eurofound (2010). http://www.eurofound.europa.eu/eiro/studies/tn1202028s/cz1202029q.htm.

233Eurofound (2010).

100

18,5% a fonte nuclear e 15,7% a fonte hídrica. O restante estava dividido entre

solar (9,2%) e eólica (1,5%).

Tabela 74 – Capacidade instalada de geração na República Tcheca, em GW:

2008-2012


A capacidade total instalada cresceu 15,5% entre 2008 e 2012, de 18,7GW para

21,6GW instalados. A comparação por fonte mostra que foi a solar a que mais

cresceu no período, passando de 0,04GW em 2008 para 2,02GW em 2012,

seguida pela eólica, com crescimento de 41,9% (de 0,2GW em 2008 para 0,3GW

em 2012). Já o crescimento da capacidade nuclear foi de 6,9%, de 3,8GW em

2008 para 4GW em 2012. Por fim a capacidade térmica aumentou em 3,9% e

hídrica em apenas 0,9%.

As centrais termoelétricas são movidas principalmente a carvão, fornecido em

parte pelo mercado interno e em parte importado. Já a geração a gás depende

da importação. Grande parte da importação de gás (80%) é de origem russa234.

Embora a RT seja a maior produtora de urânio da União Europeia, a Rússia

detém o conhecimento técnico de tratamento do urânio, o know-how do setor

nuclear. O planejamento de expansão nuclear na República Tcheca começou na

década de 1970 e contou com forte apoio soviético.

9.1.2. Geração

O total de eletricidade líquida gerada na RT em 2012 foi de 81,1TWh. Deste

valor, como se observa na Tabela 75, mais da metade da eletricidade foi

proveniente de geração térmica (58,1%). A segunda maior foi a geração nuclear

(35,3%), seguida pela hidroeletricidade (3,5%), solar (2,6%) e uma pequena

participação eólica (0,5%).

234 Issar (2013). http://issar.cenia.cz/issar/page.php?id=1893.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

3,3 3,3 3,3 3,3 3,4 17,6% 16,9% 15,7% 15,5% 15,7%

11,4 11,7 11,9 11,9 11,9 61,0% 60,0% 56,6% 55,8% 55,1%

3,8 3,8 3,9 4,0 4,0 20,3% 19,5% 18,6% 18,8% 18,5%

0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 1,1% 1,0% 1,0% 1,0% 1,4%

- 0,5 1,7 1,9 2,0 0,0% 2,6% 8,1% 8,9% 9,3%

Total 18,7 19,5 21,0 21,3 21,6

Hídrica

Térmica

Nuclear

Eólica

Solar

101

Tabela 75 – Geração líquida de energia elétrica por fonte na República

Tcheca, em TWh: 2008-2012


Entre 2008 e 2012, a geração líquida de energia elétrica aumentou 5,2%.

Comparando 2008 com 2012, percebe-se que houve mudanças nas proporções

da participação de cada fonte na geração. A geração térmica teve redução de

4,7%, a nuclear aumentou 14,4% e a hidrelétrica cresceu 16,7%. A participação

das fontes renováveis na geração vem aumentando a cada ano, com destaque

para a energia solar, incentivada por programas públicos como o forte

mecanismo do feed-in tarifário.

Além da produção interna de eletricidade, o SERT também transaciona

eletricidade com os países vizinhos já citados anteriormente, em particular com

o operador da Eslováquia (SEPS), da Polônia (PSE), da Áustria (APG) e da

Alemanha (VE-T e E-ON). Para que o comércio de eletricidade entre a RT e um

país vizinho aconteça é necessária a assinatura de um contrato de transmissão

bilateral entre o operador do sistema de transmissão de um desses países com o

operador do mercado elétrico tcheco, TSO235.

A RT é a terceira maior exportadora líquida de eletricidade em termos

absolutos da União Europeia, depois da França e Alemanha. Cerca de um

quarto do total gerado é exportado aos países vizinhos236. Em 2012, de acordo

com a Tabela 76, o país exportou 28,7TWh de eletricidade, ou seja, mais de 30%

da quantidade gerada, e importou 11,6TWh.

235 CMS (2005). http://www.cms-cmck.com/Hubbard.FileSystem/files/Publication/b32556e3-d5e6-40dc-93e6-43fe79cb8e77/Presentation/PublicationAttachment/28344e0c-5a05-4fb6-97ad-47478d8edcb8/cmselectricityguide.pdf.

236 IEA (2010).

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

2,4 3,0 3,4 2,7 2,8 3,1% 3,9% 4,3% 3,3% 3,5%

25,0 25,7 26,4 26,7 28,6 32,5% 33,8% 33,2% 32,9% 35,3%

49,4 47,0 48,7 49,1 47,1 64,1% 61,8% 61,3% 60,6% 58,1%

0,2 0,3 0,3 0,4 0,4 0,3% 0,4% 0,4% 0,5% 0,5%

- 0,1 0,6 2,2 2,1

0,0% 0,1% 0,8% 2,7% 2,6%

Total 77,1 76,0 79,5 81,0 81,1

Hídrica

Nuclear

Térmica

Eólica

Solar

102

Tabela 76 – Importação e exportação de energia elétrica na República Tcheca,

em TWh: 2008-2012


De acordo com as projeções de longo prazo apresentadas na política energética

do Estado (State Energy Policy of the Czech Republic), as importações de

combustíveis serão cada vez maiores do que as exportações. Para 2030, a

estimativa é de que as importações futuras serão dominadas pelo combustível

nuclear (35%), pelo gás natural (34%), pelos combustíveis líquidos (15%) e pelo

carvão (9% de todos os recursos energéticos importados)237.


Conforme mostrado na Tabela 77, a República Tcheca possuía, em 2013, 5.503

km de rede de transmissão, dos quais 64% correspondiam a redes de tensão de

420KV, pertencentes ao único operador do sistema de transmissão do país, a

CEPS.

Tabela 77 – Extensão das redes de transmissão na República Tcheca, em km:

2011 e 2013

Fonte: Energy Regulatory Office, 2011 e 2013238

Com relação às redes de distribuição, em 2012, a República Tcheca possuía

238.640 km de redes, conforme a Tabela 78. Deste total 6% eram de rede de alta

tensão, 32% de média tensão e 62% de baixa tensão.

237 Issar (2013).

238 Energy Regulatory Office – ERU (2011 e2013).

2008 2009 2010 2011 2012

Importação 8,5 8,6 6,6 10,5 11,6

Exportação 20,0 22,2 21,6 27,5 28,7

TENSÃO (kV) 2011 2013

400 kV 3.008 3.510

220 kV 1.349 1.909

110 kV 45 84

Total 4.402 5.503

103

Tabela 78 – Extensão das redes de distribuição da República Tcheca, em km:

2011 e 2013


Parte da eletricidade fornecida ao mercado é perdida na rede de transmissão e

distribuição até a chegada ao ponto de consumo final. Na RT as perdas, em

2012, representaram cerca de 5,7% da energia fornecida ao sistema, conforme

Tabela 79. O montante de eletricidade perdido na rede anualmente vem se

mantendo ao redor de 4TWh desde 2008.

Tabela 79 – Perdas de eletricidade na República Tcheca em TWh: 2008-2012


9.1.4. Consumo

A demanda de energia elétrica na República Tcheca em 2012 foi de 56,7TWh,

dos quais 40,1% foram consumidos pelo setor industrial, 25,7% pelo setor

residencial e 24,6% pelo setor de serviços, conforme Tabela 80.

Tabela 80 – Consumo de energia elétrica na República Tcheca por categoria,

em TWh: 2008-2012


Entre 2008 e 2012, o consumo elétrico registrou uma queda de 2,2%. No setor

industrial a redução foi de 7,7%; no setor residencial, 0,8%, e no setor de

239 Energy Regulatory Office – ERU (2011 e 2013).

CEZ

Distribuidora

E.ON

Distribuidora

PRE

Distribuidora TotalCEZ

Distribuidora

E.ON

Distribuidora

PRE

Distribuidora Total

Extra-alta tensão (110 - 400 kV) 9.720 2.397 202 12.319 9.782 3.907 363 14.052

Alta tensão (3 - 35 kV) 49.908 22.163 3.863 75.934 50.482 22.131 3.890 76.503

Baixa tensão (0,4 kV) 98.639 39.740 7.836 146.215 100.650 39.601 7.834 148.085

Total 158.267 64.300 11.901 234.468 160.914 65.639 12.087 238.640

TENSÃO2011 2013

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 4,7 4,5 4,5 4,4 4,2

% da geração 6,1 5,9 5,7 5,4 5,2

Consumidor 2008 2009 2010 2011 2012

24,3 21,8 22,6 23,2 22,7 42% 40% 40% 41% 40%

14,7 14,7 15,0 14,2 14,6 25% 27% 26% 25% 26%

13,9 13,7 14,0 13,8 13,9 24% 25% 24% 24% 25%

5,0 4,7 5,6 5,5 5,5 9% 9% 10% 10% 10%

Total 58,0 54,9 57,2 56,8 56,7

Industrial

Residencial

Serviços

Outros

104

serviços, 0,1%. Observa-se que o consumo industrial foi o mais impactado

negativamente por conta do baixo desempenho econômico nacional. Em 2009,

ano em que houve uma recessão com redução de 4,5% do PIB real, a demanda

elétrica para a indústria caiu 10,3%. O setor industrial é muito representativo, já

que emprega 40% da população economicamente ativa da República Tcheca.

O maior consumidor de eletricidade é o setor industrial, seguido pelo setor

residencial e setor de serviços. Ao considerar a distribuição geográfica do

consumo, as regiões da Boemia Central (kraj Stredocesky), Ústecký e

Moravskoslezský apresentam os maiores valores em função da presença de

indústrias mais eletrointensivas. As indústrias significativas são as automotivas,

de maquinaria, equipamentos, alimentícias e de vidro. A queda observada no

consumo global de energia por ser explicada porque, embora a indústria não

chege a representar nem o 50% do consumo de energia do país, esta sentiu os

efeitos da crise econômica na Europa o que, conforme a Tabela 80, levou a uma

redução do consumo de energia. Já no caso dos setores residencial e de serviços

que, juntos, responderam por 50,3% da demanda para o ano de 2012, observa-se

uma maior estabilidade no consumo.

Na Tabela 81 pode-se observar o número de consumidores ligados ao sistema

de distribuição, por nível de tensão, das três principais empresas de

distribuição.

Tabela 81 – Número de consumidores conectados a rede de distribuição na

República Tcheca, em milhões: 2011 e 2013


9.2. Estrutura do setor Elétrico da República Tcheca

9.2.1. Organização do setor Elétrico da República Tcheca

A política do setor elétrico da RT segue as diretivas da União Europeia. Com

bases nessas diretivas o país promulgou a Lei da Energia (Energy Act nº

458/2000), a Lei da gestão da energia (Energy Management Act nº 406/2000), a

Lei da energia alternativa (Alternative Energy Act nº 180/2005) além do State

240 Energy Regulatory Office – ERU (2011 e2013). http://www.eru.cz/en/elektrina/statistika-a-sledovani-KVality/rocni-zpravy-o-provozu.

TENSÃO (kV) 2011 2013

Extra-alta tensão (110 - 400 kV) 342 127

Alta tensão (3 - 35 kV) 24.674 25.414

Baixa tensão (0,4 kV) 5.747.657 5.847.648

Total 5.772.673 5.873.189

http://www.eru.cz/en/elektrina/statistika-a-sledovani-kvality/rocni-zpravy-o-provozu

http://www.eru.cz/en/elektrina/statistika-a-sledovani-kvality/rocni-zpravy-o-provozu

105

Energy Concept (SEC) que constitui um documento estratégico com uma

perspectiva de 30 anos para o setor. A SEC determina o escopo da gestão da

energia de acordo com as necessidades de desenvolvimento econômico, social e

proteção ambiental e tem como prioridades básicas a independência, a

segurança e o desenvolvimento sustentável para o setor241.

O mercado elétrico na República Tcheca é composto pelos agentes definidos no

Energy Act: os produtores de eletricidade (EPs), o operador do sistema de

transmissão (TSO), operador do sistema de distribuição (DSO), o operador do

mercado (Electricity Market Operator – EMO), os comercializadores (ETs) e os

consumidores finais (ECs)242.

Todas as atividades do mercado elétrico, geração, transmissão, distribuição,

comercialização e a operação do mercado, estão sujeitas ao licenciamento, que é

concedido pelo órgão regulador (Energy Regulatory Office – ERO). As licenças

para transmissão e operação do mercado são exclusivas, ou seja, existe somente

uma empresa que atua como monopólio natural. Todas as licenças, com exceção

da licença de comercialização (5 anos) e operação do mercado (25 anos) são

garantidas por um período não superior a 25 anos243.

O setor elétrico é dominado por três empresas privadas integradas

verticalmente: CEZ Group, E.ON Energie a.s., e Praská Energetika a.s. A atividade

de geração é altamente concentrada. Em 2008, a CEZ possuía mais de 75% da

geração. A competição é limitada em parte pelo tamanho do mercado. Devido à

concentração do mercado pela CEZ, há barreiras de entrada que já viraram

alvos de investigação e tiveram um comportamento considerado

anticompetitivo244.

O Estado é proprietário do operador do sistema de transmissão (TSO), por meio

da CEPS que controla todos os ativos de transmissão do país245. O operador

também é responsável pelo desenvolvimento do sistema de transmissão e por

garantir uma prestação de serviço segura e confiável246. Os serviços de

transmissão são fornecidos por meio de um contrato assinado entre a TSO e os

produtores de eletricidade (EP), comercializadores (ET) ou qualquer outro

consumidor (EC) que se comprometa a pagar o preço regulado do serviço247.

No segmento de distribuição existem três grandes empresas: CEZ Distribution,

E.ON Distribution e PRE Distribution, sendo essa última a responsável pela

241 Kocián Šolc Balaštík (2011). http://www.ksb.cz/en/news-publications/publications?lim=20.

242 Kocián Šolc Balaštík (2011).


244 IEA (2010).

245 IEA (2010).

246 EBRD (2009).


http://www.ksb.cz/en/news-publications/publications?lim=20

106

distribuição em Praga, a capital. Estes três grupos têm em conjunto mais de 95%

dos clientes finais, com um claro domínio da CEZ248. Existem ainda 278

pequenas empresas locais de distribuição249.


Na República Tcheca, além de instituições privadas, existem entidades que

foram criadas com o objetivo de zelar pelo bom funcionamento do setor elétrico

nacional:

a) Ministério da Indústria e Comércio (MIT) é o órgão máximo da administração

do Estado responsável pela elaboração da política energética250.

b) Energy Regulatory Office (ERO) – foi criado em janeiro de 2001 em

cumprimento a Lei nº 458/2000 (Energy Act) 251. É um órgão juridicamente

autônomo responsável pelo estabelecimento da regulação, controle dos

preços, supervisão dos mercados energéticos, licenciamento e suporte para a

utilização de energia renováveis252.

c) State Energy Inspection (SEI) – monitora a concorrência e tem a

responsabilidade para impor multas a empresas com comportamento

anticompetitivo253.

d) CEPS – detentora da licença de transmissão de energia elétrica emitida pela

ERO, é a único operadora do sistema de transmissão, a TSO da República

Tcheca. É responsável por manter o equilíbrio entre oferta e demanda de

energia elétrica em tempo real e pela organização dos intercâmbios de

energia transfronteiriços254.

e) Power Exchange Central Europe (PXE) – criada em 2009, é uma plataforma de

transações de energia entre a República Tcheca, Eslováquia, Hungria,

Polônia e Romênia. Opera o Mercado Futuro de Gás Tcheco CEGH, em

cooperação com a Áustria. Permite aos participantes o comércio de energia

elétrica na forma de contratos futuros255.

f) Electricity Market Operator (OTE) detém uma licença exclusiva para operar o

mercado de eletricidade e de gás. Sua principal atividade é organizar o

mercado de curto prazo nos diversos mercados de comercialização,

processar e publicar dados e informações relativas ao mercado de energia

248 EBRD (2009).

249 IEA (2010).

250 EBRD (2009).

251 EBRD (2009).

252 ERO (2014) http://www.eru.cz/en/o-uradu.

253 IEA (2010).

254OTE (2014). http://www.ote-cr.cz/about-ote/file-news/111219_Press_release.pdf/view?searchterm=Energy%20Regulatory%20Office.

255 https://www.pxe.cz/dokument.aspx?k=Co-Je-PXE.

107

elétrica. Cabe à OTE também o registro das emissões de gases de efeito

estufa no país256.


Na República Tcheca, como em outros países, existe um mercado atacadista e

um mercado varejista de energia elétrica. O mercado atacadista caracteriza-se

pela comercialização de quantidades maiores de eletricidade. A operadora do

mercado de eletricidade é a OTE. Essa plataforma de comercialização foi criada

em 2001 pelo governo tcheco, que é o acionista único da companhia. Começou a

operar um mercado do dia seguinte já em 2002. Dentro da OTE, existe um

mercado de blocos, um mercado do dia seguinte e um mercado intra-diário.

O mercado de blocos inclui entregas de base, durante todo o período de tempo,

de pico e fora de pico. O mercado do dia seguinte opera por meio de leilões

competitivos diários e prevê a entrega da energia física no dia seguinte à

operação. Neste caso, há um mercado conjunto com a Eslováquia e a Hungria

para otimização dos recursos. O mercado intra-diário é organizado de forma

integrada com o mercado de balanço.

A PXE é um mercado de futuros, uma subsidiária da Bolsa de Valores de Praga

que foi fundada em 2009 por meio de uma mudança legal na então Prague

Energy Exchange. A PXE tornou-se uma bolsa de commodities especializada

em negociações de eletricidade na forma de commodities futuras. É um

mercado atacadista de energia em que apenas bancos e negociantes da

eletricidade podem participar. Os produtos comercializados são definidos

através de certos parâmetros, como o tipo de produto (carga de base/carga de

pico), tipo de liquidação (física/financeira), duração da entrega (um mês, três

meses, um ano) e o período de entrega257. A PXE opera um mercado de

derivativos que fornece um mecanismo de mitigação das incertezas dos agentes

do setor elétrico. A moeda de operação é o euro e as negociações ocorrem

eletronicamente. Em fevereiro de 2011, em cooperação com a OTE, as opções de

transação foram estendidas com a possibilidade de lançar ofertas para compra

ou venda no mercado do dia seguinte da OTE. Assim, houve a integração entre

as duas plataformas: o mercado do dia seguinte OTE/PXE possui suas

liquidações baseadas nas Regras e Regulamentações da PXE e nos Termos de

Negócios da OTE. Até 2007, a eletricidade era negociada no mercado atacadista

por meio de leilões anuais e acordos bilaterais entre os agentes individuais do

mercado. A partir de 2007, quando a Prague Energy Exchange foi estabelecida,

os mercados futuros (mensal, trimestral, anual e picos de demanda) passaram a

ser negociados nessa bolsa.


257 Ministry of Industry and Trade (2013) Power Exchange Central Europe.

108

Os contratos bilaterais são feitos entre as partes interessadas (over the counter),

que necessitam estabelecer um contrato de compra e venda entre si. O vendedor

deve então realizar um acordo com a OTE (operadora do mercado) e outro com

a CEPS, a transmissora nacional, ou uma operadora de distribuição autorizada,

para que o despacho seja programado258.

A Figura 19 demonstra o esquema de funcionamento do mercado elétrico na

República Tcheca, na divisão de um mercado organizado e não organizado.

Figura 19 – Esquema do mercado elétrico da República Tcheca

Fonte: OTE (2013)

No final de 2010 ocorreu uma maior integração dos mercados elétricos da

região da Europa Central e a República Tcheca passou a utilizar todas as suas

interconexões internacionais para a transmissão de energia negociada no

mercado intra-diário. O processo de alocação de capacidade de transmissão

disponível para negociação entre os países é realizado em leilões anuais,

mensais ou diários. Essa alocação é feita pela Central Allocation Office GmbH, um

órgão especializado nessa função no Leste Europeu que foi fundado pelos

próprios transmissores nacionais259. Em 2011 ocorreu o primeiro leilão anual de

eletricidade, organizado em Freising (Alemanha), e também leilões mensais

(janeiro de 2011) para capacidades entre as fronteiras da região. Em 1º de

janeiro de 2011 foram lançados os leilões diários de capacidade de transmissão

para toda a região260.

258 MONDAQ (2012) Czech Republic: Wholesale Electricity Trading In Czech Republic: A Basic Primer To Electricity And Gas Wholesale Trading.

259 CAO (2013) Company.

260 European Energy Regulators (2010). http://www.ceer.eu/portal/page/portal/EER_HOME/EER_PUBLICATIONS/NATIONAL_REPORTS/National%20Reporting%202011/NR_En/C11_NR_Czech%20Rep-EN.pdf

109

O mercado mais expressivo na República Tcheca (o que comercializa maior

volume de carga) é o de transações bilaterais, conforme observado pela Tabela

82.

Tabela 82 – Volume de carga comercializada por tipo de mercado: 2013

Fonte: OTE (2013)

Os segmentos de mercado considerados competitivos não estão sujeitos à

regulação, nestes se incluem geração, importação e comercialização de

eletricidade261.

O mercado varejista foi liberalizado na República Tcheca em 2006, de acordo

com o estabelecido pelas diretivas da União Europeia. Com a liberalização, que

ocorreu um ano e meio antes do exigido pela Diretiva 2003/54/CE, todos os

consumidores tchecos se tornaram elegíveis a escolher seus próprios

comercializadores. No entanto, houve uma adesão inicial muito baixa à troca de

fornecedor, principalmente para as residências. Segundo dados da OTE, em

2008, a taxa de troca de fornecedor de eletricidade para consumidores de alta

demanda energética foi de 28,6%, frente aos 4,3% de baixa demanda (comércios

e pequenos negócios) e a 0,3% das residências262. O ano de 2009 se caracteriza

por que houve um maior número de residências que mundou de fornecedor se

comparado com 2008. Embota a os dados da operadora do mercado mostrem

que em 2009 quase quatro vezes mais famílias mudaram de fornecedor do que

em 2008, a taxa ainda é muito baixa.. Nos demais segmentos de consumidores,

o principal movimento de mudanças de comercializador já havia ocorrido em

anos anteriores263.

Existe no mercado a figura do fornecedor de último recurso. Este é designado

diretamente pela lei de energia (Energy Act). Ele é operador do grupo (da

empresa verticalmente integrada) que detém a licença para cobrir determinada

área de distribuição de eletricidade. O comercializador de último recurso é

obrigado a fornecer energia ás residências e consumidores cujo fornecedor

perdeu a licença ou que teve suas atividades suspensas, por um período de até

seis meses264.

261 EBRD (2009). http://www.ebrd.com/downloads/legal/irc/countries/czech.pdf

262 IEA (2010) – Energy Policies of IEA Countries, Czech Republic 2010 Review.

263 European Energy Regulators (2009).

264 Energy Regulators (2009).

110


Desde 2006, quando ocorreu a liberalização do mercado elétrico na República

Tcheca, houve uma mudança na forma de calcular a tarifa para os

consumidores residenciais. Em sintonia com a desverticalização das atividades

de comercialização e distribuição265. Os preços da energia elétrica foram

reformulados pela Lei 5261990 e pela 19ª seção do Energy Act, introduzida pela

emenda de 2009.

O preço da eletricidade é dividido por uma parte regulada, que incorpora o

transporte de eletricidade até os consumidores finais (ou seja, o uso do sistema)

e por uma parte que registra a energia efetivamente consumida (carga). A parte

regulamentada inclui os preços da transmissão e distribuição de eletricidade

para os consumidores finais, do fornecedor de última instância, os serviços do

sistema, a contribuição para o desenvolvimento de fontes renováveis, o

pagamento de cogeração e a contribuição para a geração de energia elétrica de

outras fontes. Todos os custos fixos e variáveis incorridos pelos operadores da

rede de distribuição e transmissão são pagos apenas pelos consumidores finais,

não são cobrados dos produtores de eletricidade. O valor dos pagamentos

regulados é estipulado anualmente pela Energy Regulatory Office com base em

propostas das entidades reguladas. Já o preço da carga é determinado pela

situação corrente do mercado.

A conta elétrica na República Tcheca é segmentada em custo de energia, custo

de rede e impostos:

a) Custo de energia: incorpora o pagamento da eletricidade efetivamente

consumida. O preço por MWh é dividido em bandas de tensão: a de baixa

(LT) e alta (HT) tensão. As tarifas podem ser únicas (cobram somente um

preço por unidade de consumo) ou duplas (dois preços por unidade de

consumo, a depender da demanda energética no período de tempo; neste

caso, é recomendável para residências que possuem aparelhos que

demandam muita energia);

b) Custo de rede: inclui os custos de transmissão e distribuição, ou seja, dos

monopólios naturais. Essas cobranças são reguladas pela ERO. O preço de

transmissão por MWh também considera a tensão de fornecimento. Há

compensação dos custos fixos das distribuidoras e transmissoras,

pagamentos por serviço do sistema, apoio às renováveis e cobertura dos

custos da OTE, a operadora de mercado. Os pagamentos por serviço do sistema

incluem o custo dos serviços de compra de eletricidade em caso de

emergências (code purchase the suport services, PPS), como falhas

repentinas ou outras mudanças bruscas na carga, além dos pagamentos

265 CEZ Group (2013) Composition of electricity price.

111

feitos pelo operador do sistema para manter o equilíbrio do sistema em

tempo real;

c) Impostos: incidem na tarifa para financiar programas do governo ou para

cumprir as obrigações firmadas com a União Europeia. Os impostos são

arrecadados pelos fornecedores de eletricidade e transferidos para o

governo, em nome dos consumidores, como intermediários. Os impostos

existentes serão detalhados na próxima seção.

Os serviços do operador do mercado (OTE), que consiste na avaliação,

compensação e liquidação dos desequilíbrios, bem como na organização do

mercado do dia seguinte, também são incluídos na parte regulada do preço da

eletricidade266. A Figura 20 apresenta os componentes básicos do preço da

eletricidade, sem incluir os impostos.

Figura 20 – Estrutura dos preços de eletricidade267

Fonte: OPREA, 2012268

A Energy Regulatory Office não realiza uma coleta do preço médio da

eletricidade cobrada aos grandes consumidores. Os comercializadores não

publicam seus preços praticados para essa classe de consumidores porque as

ofertas são individuais e variáveis com base no perfil de carga requerida e dos

preços correntes da energia em cada período de tempo no mercado atacadista.

Para os consumidores ligados à rede de transmissão e de extra-alta e alta


267 OPREA (2012).

268 OPREA (2012). http://www.utm.md/meridian/2012/MI_2_2012/9.%20Oprea%20D.%20The%20electricity.pdf.

112

tensão, há uma taxa mensal básica de reserva de capacidade, de acordo com a

voltagem.

Para as pequenas empresas e clientes residenciais ligados à rede de baixa

tensão, as tarifas oferecidas pelos comercializadores correspondem à estrutura

tarifária de distribuição. Nesse caso os comercializadores são obrigados a

publicar os preços para que os consumidores possam comparar cada tipo de

tarifa ao tipo de eletricidade que é ofertada. Devido ao grande número de

consumidores dessa faixa de tensão, é possível definir uma média de preço para

cada categoria de cliente. Para as pequenas empresas consumidoras ligadas à

rede de baixa tensão, a mensalidade básica depende do tamanho do circuito.


Em relação aos impostos, na Tabela 83, mostra-se um resumo das taxas que

incidem sobre o consumo de eletricidade. Apesar de estar classificado como

não-recuperável, algumas atividades podem ser isentas do imposto ecológico,

como no caso de energias renováveis e da eletricidade utilizada na própria

planta de geração.

Tabela 83 – Impostos sobre o consumo de energia elétrica na República

Tcheca

Fonte: Eurostat (2013) – Electricity prices- price system269

269 Eurostat(2013). http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/energy/documents/Electricity_prices_Price_systems_2012.pdf.


Considerada parte integrante

dos custos básicos

Considerada parte

integrantedos custos básicos

Desde 1º janeiro de 2008:

28,30 CZK/MWh

Desde 1º de janeiro de 2010:

28,30 CZK/MWh

VAT e outros

impostos

recuperáveis

Jan/10 a Dez/12: VAT 20%

A partir de janeiro de 2013:

VAT 21%

Desde janeiro de 2010: VAT

20%

Imposto Ecológico

Não

identificados

Taxa de Concessão

Não

recuperáveis

VAT

http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/energy/documents/Electricity_prices_Price_systems_2012.pdf

http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/energy/documents/Electricity_prices_Price_systems_2012.pdf

113

Sobre os subsídios e incentivos, na República Tcheca, o apoio sistemático à

energia renovável começou no início de 2006, com base na Lei 180/2005. Assim,

existem três tipos de incentivos para a inserção de renováveis na matriz270.

O primeiro é a tarifa feed in. Em principio o esquema da tarifa feed in devia ser

aplicado a todo os tipos de energia renovável, porém segundo a modificação à

lei realizada em 2012, este esquema fico reduzido somente alguma geradoras

cuja operação inicie antes de 2013. E finalmente, em 2013, a tarifa feed in foi

eliminada para todas as tecnologia excetuando as pequenas hidroelétricas.

O segundo mecanismo de incentivo é uma tarifa premio denominado bônus

verde. Neste esquema os geradores recebem um bônus a mais sobre o preço que

eles vendem a energia no mercado e podem escolher entre receber o bônus de

forma anual ou horária. Igual que no caso das tarifas feed in, em 2013, se

determina que somente as pequenas hidrelétricas teriam direito a este bônus

verde, e as usinas solares cuja operação inicie até dezembro de 2013. E as

eólicas, geotérmicas e biomassa cuja operação inicie até dezembro de 2015.

Por fim, existe também um esquema de subsídio, através de um programa que

procura alocar subsidio a investimentos em pequenas, medianas e grandes

companhias que queiram gerar energia renovável. Os projetos de energia

renováveis neste esquema são escolhidos segundo prioridade.

270 RES LEGAL (2014) – Legal Sources on renewable energy. http://www.res-legal.eu/search-by-country/czech-republic/single/s/res-e/t/promotion/aid/feed-in-tariff-act-on-the-promotion-of-the-use-of-res/lastp/119/

114

10. SUÉCIA

A Suécia é um país com área total de 450.300 km² e uma população de 9,6

milhões de habitantes em 2013271. Pela Tabela 84, observa-se uma forte queda

do PIB real em 2009, de 5,0% por consequência da crise. No entanto, o país

começou a demonstrar recuperação a partir de 2010, quando cresceu a uma taxa

elevada de 6,6%. Em 2012, o crescimento constatado foi menor que 1%.

O PIB per capita acompanhou o crescimento e queda do PIB real. No período

considerado, de 2008 a 2012, houve um crescimento de 1,82%, passando de US$

43.046 para US$ 43.831. No auge da queda do PIB real, em 2009, houve um

decréscimo de 5,83% no PIB per capita.

Tabela 84– Crescimento do PIB real e PIB per capita, Suécia: 2008-2012


10.1. Sistema elétrico da Suécia

O sistema elétrico sueco faz parte do Nord Pool e está interligado com os países

nórdicos da Finlândia, Noruega e Dinamarca, conforme se observa na Figura

21. O Nord Pool Spot organiza o mercado físico de energia elétrica e lida com as

transações feitas pelos quatro países. Ele pertence às empresas operadoras dos

sistemas de transmissão dos países nórdicos. Na Suécia, a responsável é a

Svenska Kraftnät.


2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real (0,6) (5,0) 6,6 2,9 0,9

PIB per capita (US$ de 2005) 43.046,0 40.535,0 42.826,0 43.750,0 43.831,0

Variação PIB per capita (2008

ano-base = 100) 100,0 94,2 99,5 101,6 101,8

115

Figura 21– Sistema elétrico da Suécia

Fonte: EI (baseado no original da SvK, "Stamnätet i Norden 2012")


Desde 2008, a Suécia tem desenvolvido uma estratégia de longo prazo para uma

economia baseada na energia sustentável, projetando-se na liderança da

geração de baixo carbono e na alta participação das renováveis na oferta

energética, com um forte crescimento de biocombustíveis e eólicas.

O país procura, desde 2009, ultrapassar as metas estabelecidas pela União

Europeia em matéria de energia. Neste sentido, para 2020, os suecos preveem a

redução da intensidade de energia em 20%, participação renovável no consumo

final de 50% e de 10% nos transportes, além da redução dos gases provocadores

do efeito estufa em 40%272.

272 Energy Policies of IEA Countries Sweden (2013).

116

Na Tabela 85, observa-se que a Suécia tinha 37,9GW de capacidade instalada

em 2012, dos quais 43,5% correspondiam às fontes hídricas, 24,8% às fontes

nucleares e 22,2% às fontes térmicas.

Tabela 85 – Capacidade instalada segundo fonte na Suécia, em GW: 2008-2012


Como constatado na Tabela 85, no período 2008-2012 a fonte hídrica

praticamente não mudou a capacidade instalada, enquanto a térmica teve

variações ano a ano ficando, em 2012, 7,8% maior que em 2008. Já a capacidade

nuclear em 2012 ficou 8,9% maior que em 2008.

A Suécia tem feito contínuos esforços no sentido de promover energias

renováveis, o que fez com que a participação da fonte eólica na capacidade

instalada saltou de 0,8GW para 3,6GW, um aumento considerável de 445,7% no

período 2008-2012.

10.1.2. Geração

A geração líquida de energia na Suécia foi de 162,8TWh em 2012. Do total,

conforme a Tabela 86, a fonte hídrica correspondeu a 48,2% e a nuclear teve

uma representação de 37,7% do total.

Por outro lado, a fonte térmica praticamente manteve estável sua participação

na geração total em torno de 10%. Vale destacar que, embora a participação

eólica no total seja apenas de 4,4% em 2012, apresentou um crescimento médio

anual de 39,2% entre 2008 e 2012, resultado dos incentivos para a inclusão de

mais fontes renováveis na matriz elétrica do país.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

16,5 16,8 16,8 16,7 16,5

48,5% 47,5% 45,9% 47,3% 43,5%

7,8 8,3 8,8 6,6 8,4

22,9% 23,4% 24,0% 18,7% 22,2%

8,9 8,8 9,0 9,3 9,4

26,2% 24,9% 24,6% 26,3% 24,8%

0,8 1,5 2,0 2,7 3,6

2,4% 4,2% 5,5% 7,6% 9,5%

Total 34,0 35,4 36,6 35,3 37,9

Térmica

Nuclear

Eólica

Hídrica

117

Tabela 86 – Geração líquida de energia elétrica por fonte na Suécia, em TWh,

2008-2012


O sistema elétrico sueco faz parte do Nord Pool Spot, transacionando energia

física com a Noruega, Dinamarca, Finlândia e outros países europeus que não

pertencem ao mercado nórdico. Analisando a Tabela 87, observa-se que a

Suécia foi exportadora líquida de energia elétrica nos anos de 2008, 2011 e 2012

e importadora líquida em 2009 e 2010. Considerando a alta participação da

energia hidrelétrica no sistema sueco, a volatilidade das exportações e

importações depende em boa medida das condições hídricas do país.

Tabela 87 – Importação e exportação de energia elétrica na Suécia, em TWh:

2008-2012



As redes locais na Suécia são divididas em baixa-voltagem (400/230V) e média-

voltagem (10-20KV). A extensão total das redes de baixa-voltagem está acima

de 306.000 km, dos quais 74.500 km consistem de linhas aéreas e 231.500 de

cabos subterrâneos. Já as redes de média-tensão possuem 93.000 km de linhas

áreas e 98.000 km de cabos subterrâneos.

Cerca de 5,2 milhões de consumidores de eletricidade estão conectados às redes

de baixa voltagem e 6.500 às redes de média-voltagem. As redes regionais são

propriedade principalmente de três DSOs (operadores de distribuição) e

possuem uma extensão de linhas total em torno de 33.000 km. A rede elétrica de

transmissão da Suécia é operada pela Svenska Kraftnät e constituída de mais de

15.000 km de linhas de alta tensão (220KV, 400KV e CCAT), conforme

demonstrado na Tabela 88. Contando com as redes locais, regionais e de alta

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

68,7 65,4 66,4 66,2 78,5

46,9% 49,1% 45,7% 45,0% 48,2%

14,4 15,4 19,8 16,7 15,8

9,8% 11,6% 13,6% 11,4% 9,7%

61,3 50,0 55,6 58,0 61,4

41,9% 37,5% 38,3% 39,5% 37,7%

2,0 2,5 3,5 6,1 7,2

1,4% 1,9% 2,4% 4,1% 4,4%

Total 146,4 133,3 145,3 147,0 162,9

Nuclear

Térmica

Eólica

Hídrica

2008 2009 2010 2011 2012

Importação 14,7 9,1 12,9 19,7 31,3

Exportação 12,8 13,8 14,9 12,5 11,7

118

tensão, a rede elétrica sueca integra 545.000 km de linhas, incluindo 329.500

cabos subterrâneos.

Tabela 88 – Extensão das linhas de transmissão de alta tensão na Suécia, em

km: 2013273

Fonte: Svenska Kraftnät (2013)

Por outro lado, como se observa na Tabela 89, o sistema elétrico sueco

apresentou perdas na rede de transmissão e distribuição que variaram entre

7,5% em 2008 e 6,8% em 2012.

Tabela 89– Perdas de distribuição do sistema de energia elétrica da Suécia,

em TWh: 2008-2012

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 11,0 9,9 10,6 10,6 11,0

% da geração 7,5 7,4 7,3 7,2 6,8 Fonte: Eurostat (2013)

10.1.4. Consumo

O consumo de eletricidade na Suécia é influenciado pela alta proporção de

indústrias eletrointensivas e pelo fato de que muitas residências possuem um

sistema de aquecimento elétrico. Neste sentido, a indústria de papel e celulose,

ferro, siderurgia e a química respondem por cerca de três quartos do consumo

industrial total de energia274.

Na Tabela 90 vê-se que o consumo total de energia elétrica na Suécia no ano de

2012 foi de 127,3TWh, dos quais a indústria respondeu por 42,5% da demanda,

o setor residencial representou 30,5% do consumo e o setor de serviços, 24,2%.

273 CCAT (corrente contínua de alta tensão).

274 Energy in Sweden 2012 (Swedish Energy Agency).

Tensão

Linhas

aéreas

(torres)

Cabos

subterrâneosTotal

220 kV 10.800 8 10.808

400 kV 4.020 29 4.049

CCAT 100 660 760

Total 14.920 697 15.617

119

Tabela 90 – Consumo de energia elétrica na Suécia, segundo tipo de



Em relação ao ano de 2008, o consumo de energia elétrica total caiu 1,1% em

2012. Percebe-se uma redução de 10,8% na demanda de 2009, resultado do PIB

real negativo de -5%, por conta da crise econômica de 2008. O setor industrial

foi o mais afetado pela crise, o que se refletiu na demanda de energia elétrica

deste setor que registrou uma queda de consumo de -6,2%, passando de

57,7TWh, em 2008, para 54,1TWh em 2012. No entanto, o ano 2012 já houve

uma melhoria na situação econômica comparada com o ano 2009, em que a

demanda de energia elétrica da indústria foi a menor do período analisado.

O consumo das residências em países nórdicos é influenciado, sobretudo, pelas

temperaturas. Em anos com inverno rigoroso, a demanda por energia tende a

ser maior. Nesse contexto, o consumo residencial em 2012 foi de 38,9TWh,

porém vale destacar que em 2009 houve um aumento de 5,2% da demanda de

energia por parte das residências, no auge da crise. O setor de serviços, por fim,

apresentou um aumento no consumo elétrico de 9,5% entre 2008 e 2012.

10.2. Estrutura do setor elétrico na Suécia

10.2.1. Organização do setor elétrico da Suécia

O setor elétrico na Suécia é segmentado em geração, transmissão, distribuição e

comercialização, sendo que a transmissão e a distribuição são monopólios

naturais regulados.

A geração possui quatro grandes companhias no comando: Vattenfall AB, E.ON

Sverige AB, Fortum Power and Heat AB, Statkraft Sverige AB. O Estado administra,

por meio da Vattenfall, aproximadamente 40% do total da capacidade de

geração no país. Proprietários não-suecos detêm outros 40%, enquanto

municípios suecos possuem 12% de participação e outros, 8%.

Os três maiores geradores de eletricidade, Vattenfall, Fortum e E.ON Sverige

totalizaram, detinham o 86% da geração em 2008, mas em 2012 a participação

Consumidor 2008 2009 2010 2011 2012

57,7 51,4 54,4 53,8 54,1

99% 94% 95% 95% 95%

38,9 41,0 40,4 36,4 38,9

67% 75% 71% 64% 69%

28,1 26,7 32,8 30,6 30,8

48% 49% 57% 54% 54%

4,0 4,3 3,7 3,8 3,6

7% 8% 6% 7% 6%

Total 128,7 123,4 131,3 124,6 127,4

Serviços

Outros

Industrial

Residencial

120

destes caiu para o 79%. Essa redução foi resultado do impulso à entrada de

novos geradores, principalmente no setor eólico e nos biocombustíveis275.

A transmissão é controlada pela estatal Svenska Kraftnät, que administra e opera

as linhas de eletricidade e instalações associadas para a transmissão de

eletricidade de alta voltagem (220KV e 400KV), incluindo interligações

fronteiriças de propriedade do Estado sueco.

Com a separação de comercialização e transmissão, a Svenska Kraftnät tornou-

se um TSO (operador de transmissão) separado do restante das atividades

energéticas em 2012. Por efeito da preocupação governamental pela divisão

administrativa das atividades energéticas, a Svenska Kraftnät e a Vattenfall

(também de propriedade estatal) são governadas por dois ministérios

diferentes276.

Na atividade de distribuição, em 2011, havia cinco operadores de redes de

distribuição regionais e cerca de 170 operadores de redes de distribuição locais.

Desde a liberalização do mercado e a desregulação em 1996, na sequência de

fusões e aquisições, o número de comercializadores elétricos no mercado da

Suécia caiu de 3.000 para 120 em 2011.

Vale destacar que algumas das empresas que participam da atividade de

geração também participam da atividade de comercialização ao cliente final.

Assim, em 2010, as empresas com maior participação na comercialização de

energia foram a Vattenfall com 22%, a E.ON com 19% e a Fortum com 12%,

cada uma com mais de 800.000 clientes277. Também existem pequenos

comercializadores, que chegam a ter menos de 1000 clientes.


Na Suécia, além de entidades privadas, existem instituições que foram criadas

para zelar pelo bom funcionamento do setor elétrico:

a) Swedish Energy Agency278, do Ministry of Enterprise, Energy and

Communications, é a agência governamental para tratar de políticas nacionais

de energia. A missão da entidade é promover o desenvolvimento do sistema

energético do país de forma ecológica e sustentável. Para isso, busca energia

a preços competitivos e uma geração que cause o menor impacto às pessoas

e ao meio ambiente. Assim, a agência impulsiona o uso de energias

renováveis na matriz, desenvolvimento tecnológico, o uso racional da

energia e a mitigação de mudanças climáticas.


276 A Svenska Kraftnät é administrada pelo Ministry of Enterprise, Energy and Communications e a Vattenfall é de responsabilidade do Ministry of Finance.


278 Swedish Energy Agency (2013).

121

b) Energy Markets Inspectorate279 é a autoridade regulatória da atividade elétrica

na Suécia, atuando como uma agência sob o Ministry of Enterprise, Energy

and Communications desde 2008. Esta entidade deve. monitorar o

desenvolvimento do mercado energético, incluindo a transparência dentro

do mercado atacadista.

c) Svenska Kraftnät280 é a proprietária, opera e desenvolve a rede de alta

voltagem sueca como operadora do sistema de transmissão. É a responsável

por manter o equilíbrio de oferta e demanda de energia, bem como por

prezar pela segurança operacional do sistema elétrico do país.

d) Swedish Competition Authority281 é responsável por assegurar a competição

justa sob o Competition Act e o Tratado da União Europeia, para que nenhum

agente de mercado tenha uma posição dominante que prejudique a

concorrência na eletricidade.

e) Swedish Financial Supervisory Authority282 supervisiona o mercado financeiro

da Suécia. Recentemente, as fiscalizações de mercado da negociação física e

financeira no Nord Pool Spot foram separadas.

f) Swedish Consumer Energy Markets Bureau283, criado sob a tutela do Energy

Markets Inspectorate, em 2011, tem o objetivo de aconselhar e orientar os

consumidores de energia elétrica que enfrentam problemas com

distribuidores e comercializadores.

g) VINNOVA284, Swedish Governamental Agency for Innovation Systems, tem a

missão de promover a inovação para um crescimento sustentável a fim de

beneficiar a economia e a sociedade. Para isso, financia P&Ds e sistemas de

inovações.

h) Swedish Safety Board285, também do Ministry of Enterprise, Energy and

Communications, tem por missão fiscalizar a segurança no fornecimento

elétrico.

A Suécia realiza trabalhos de cooperação internacional, principalmente dentro

do mercado nórdico de intercâmbio de energia. O regulador coopera com

outras autoridades reguladoras da região nórdica através do Nordic Energy

Regulators (NordREG) e da União Europeia pela CEER, Agency for the Cooperation

of Energy Regulators and Council of European Energy Regulators. A Suécia também

participa do





283 Swedish Consumer Energy Markets Bureau (2014).



122

Insight Council, criado pela Nord Pool Spot para monitorar atividades nas bidding

areas286, composto por representantes suecos, finlandeses, noruegueses,

dinamarqueses e estonianos, bem como por administradores do próprio

mercado spot nórdico.


O sistema elétrico sueco é considerado como parte do mercado de eletricidade

nórdico, que compreende ainda a Dinamarca, a Finlândia e a Noruega, além de

outros países da Europa Central e os bálticos. No Nord Pool Spot negocia-se

praticamente toda a energia gerada na Suécia e cerca de 94% do consumo

nacional de eletricidade287.

Como já analisado para o sistema elétrico da Noruega, existe uma divisão clara

entre mercado físico de energia e mercado financeiro nos países nórdicos.

Assim, o Nord Pool Spot288 foi criado como um mercado para contratos de

energia física, com um mercado spot (Elspot) e um intra-diário (Elbas). No

NASDAQ OMX289 realizam-se as transações financeiras relacionadas à

comercialização de eletricidade feita no Nord Pool.

Com a desregulação em 1996 e a criação de um mercado comum de eletricidade

nórdico, o sistema de eletricidade na Suécia é considerado um modelo para a

liberalização de mercado e integração regional. O mercado elétrico sueco é

completamente liberalizado. Assim, os consumidores são livres para escolher o

próprio fornecedor e não há preços regulados para a comercialização de

eletricidade, mas apenas tarifas para o acesso à rede de transmissão e

distribuição que são reguladas ex ante desde janeiro de 2012290.

10.2.4. Preço de energia elétrica

Praticamente toda a energia gerada na Suécia é negociada nos mercados do

Nord Pool Spot. O sistema nórdico de preços mostrou grandes flutuações nos

últimos anos291. Em 2011, houve a divisão da região nórdicas em bidding areas,

isto é, em áreas com um preço spot estabelecidas. Neste sentido, a Suécia é

dividida em quatro bidding areas.

Os preços no mercado de varejo são obtidos através da concorrência entre os

comercializadores, já que não há regulação elétrica de preços na Suécia. Dada a

286 Áreas com um preço spot estabelecido.






123

baixa participação dos combustíveis fósseis na matriz nacional, os preços do

varejo refletem, principalmente, os preços do mercado atacadista, bastante

influenciado pela hidrologia292. Os consumidores suecos podem escolher

contratos por tempo indeterminado, preço variável e preço fixo por um, dois ou

três anos. Todas as tarifas incluem o preço da eletricidade (36%), custo da rede

ou taxas de transmissão (19%), impostos fiscais (42%) e preço de certificados de

eletricidade293 (3%)294.


Com base nas informações da Tabela 91, detalham-se os impostos existentes na

Suécia que incidem na tarifa de eletricidade de industrias e consumidores

residenciais.

Tabela 91 – Impostos aplicados no setor elétrico da Suécia: 2012


293 Criado para promover um sistema de suporte à geração de eletricidade renovável, incidindo na tarifa elétrica.

294 Energy Price Market (2013).

TIPO Industrial Residencial

Não reembolsáveis Taxa líquida de segurança do

trabalho:

6 SEK/ano (para usuários de

baixa voltagem)


alta voltagem)

Taxa líquida de fiscalização do

trabalho:


baixa voltagem)


alta voltagem)

Taxa de contingência elétrica


baixa voltagem)


alta voltagem)

Taxa líquida de segurança do

trabalho:


baixa voltagem)


alta voltagem)

Taxa líquida de fiscalização do

trabalho:


baixa voltagem)


alta voltagem)

Taxa de contingência elétrica


baixa voltagem)


alta voltagem)

124


A Suécia possui um sistema complexo de taxação da energia e do carbono. Em

1991, o sistema de impostos sobre a energia foi modificado, com a criação de

um imposto para o dióxido de carbono, um para as emissões de enxofre e

diversos VATs na eletricidade e nos combustíveis fósseis, ainda em vigor. Um

sistema de encargos nas emissões de óxido nitroso também foi acrescentado.

Essas políticas têm motivações ambientais, além de fiscais, mas, nos últimos

anos, o foco tem sido no fortalecimento da sustentabilidade296. Assim, por

exemplo, em 2010, somente 1% do lixo residencial foi desperdiçado e, do total,

48,7% foram convertidos em energia297.

Por outro lado, a Suécia também tem os certificados de eletricidade que são

atribuídos às instalações de produção de eletricidade verde situadas em

território nacional. Estes certificados são vendidos a fornecedores de

eletricidade, que devem deter uma determinada cota de certificados

correspondente ao total dos seus fornecimentos e do seu consumo de

eletricidade. A venda desses certificados permite que os produtores de

eletricidade verde incrementem suas receitas, complementando as receitas

decorrentes da venda de eletricidade. Assim, o excesso de custo relacionado à

geração de eletricidade verde, cujo custo de produção é mais elevado que o da

eletricidade gerada a partir de fontes de energia não renováveis, é assumido

pelos fornecedores e consumidores298.

295 VAT Live (2014).

296 IEA (2014).

297 Swedish Waste Management (2011).

298 Tribunal de Justiça da União Europeia (2014).

Certificado de eletricidade

(valor gerado pelo mercado)

Direitos de emissão (valor

gerado pelo mercado)

Taxa de eletricidade: 0,005

SEK/kWh

Certificado de eletricidade

(valor gerado pelo mercado)

Direitos de emissão (valor

gerado pelo mercado)

Taxa de eletricidade: 0,2667

SEK/kWh (norte paga 0,185

SEK/kWh e sul, 0,28

SEK/kWh)

VAT 25%295

(reduzido a 12% para alimentos e a 6% para serviços culturais e

transporte privado)

125

A Suécia fornece ainda subsídios para as células fotovoltaicas solares299. Criou-

se um auxílio para os investimentos em células fotovoltaicas, que deve terminar

em 2016. Em 2013 este subsídio cobriu um máximo de 35% do custo de

investimento e aplicou-se a todos os tipos de painéis conectados à rede elétrica.

Por fim, há também preocupação com a eficiência energética das indústrias. Em

2005, a Swedish Energy Agency lançou o Programa para Uso Eficiente da

Energia em Indústrias Eletrointensivas. O programa é voluntário e as empresas

que aprovam projetos de eficiência energética obtêm benefícios diretos, como a

redução de impostos300.

299 IEA (2014).

300 Eficiência Energética na Indústria: o que foi feito no Brasil, oportunidades de redução de custos e experiência internacional (2009) CNI, Eletrobrás e Procel.

126

SISTEMAS ELÉTRICOS DE PAÍSES LATINO AMERICANOS

1. ARGENTINA

A Argentina é um país cuja área territorial é de 3.761.274 km², incluindo a parte

insular do território, e uma população total que em 2012 atingiu 41,07 milhões

de habitantes301. Na Tabela 92 observa-se que o crescimento do PIB argentino

apresenta crescimento irregular, alternando anos de forte crescimento com

outros de crescimento inexpressivo. Por outro lado, o PIB per capita teve um

crescimento médio anual de 3,1% no período analisado, sendo que entre 2008 e

2012, o PIB per capita cresceu 15,54%.

Tabela 92 - Crescimento do PIB real e PIB per capita, Argentina: 2008-2012


Após as dificuldades enfrentadas no período 1999-2002, com a crise que

resultou na moratória Argentina e no fim da paridade do peso com o dólar, a

economia argentina apresentou índices de crescimento do PIB, acima de 8%

anuais entre 2003 e 2007, com superávits comerciais e fiscais expressivos. Esse

desempenho foi possível graças ao câmbio competitivo, aos altos preços das

commodities exportadas, que alcançaram recordes históricos, e pela capacidade

ociosa herdada dos tempos de crise. Mas, este padrão de crescimento se

enfraqueceu no fim da década.

Assim, conforme o observado na Tabela 92 em 2010 o PIB argentino cresceu

mais de 9%, mas desacelerou fortemente em 2012. Naquele ano, os

investimentos no país caíram 8% e houve uma expressiva apreciação cambial,

além de restrições a importações e a remessas de dividendos, como forma de

conter a fuga de dólares e minimizar a pressão inflacionária302.


302 ICTSD (2013). http://www.ictsd.org/bridges-news/pontes/news/entendendo-a-economia-argentina-nos-dias-atuais.

2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real 3,1 0,1 9,1 8,6 0,9

PIB per capita (US$ de

2005)6.779 6.724 7.274 7.828 7.833

Variação PIB per capita

(2008 ano-base = 100)100 99,19 107,3 115,47 115,54

127

1.1. Sistema Elétrico Argentino

O Sistema Interconectado Nacional (SIN) argentino, agora chamado Sistema

Argentino de Interconexión (SADI), é administrado pela Compañia

Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA).

Este sistema foi constituído fundamentalmente pelas ligações entre os centros

de geração de energia elétrica e a zona da grande Buenos Aires303. Em setembro

de 2013 entrou em operação o último trecho patagônico do SADI, que

compreende 936 km de extensão e que permitiu a completa interligação elétrica

do território nacional304. A Argentina também possui interligações elétricas com

o Brasil (conversora de Garabi), Uruguai (Binacional de Salto Grande) e com o

Paraguai (Entidad Binacional Yacyretá).

Figura 22 - Mapa do sistema de transmissão em 500 kV argentino, em 2013

303 GAYO (2009). http://www.petrotecnia.com.ar/petro_08/SIN_SP.pdf.

304ANDREOTTI (2013). http://ingenieroandreotti.blogspot.com.br/2013/11/como-esta-constituido-y-como-opera-el.html.

128

Fonte: CAMMESA, 2013305


No início de 2007, o Congresso Argentino sancionou a Lei 26.190 com a intenção

de promover a pesquisa, o desenvolvimento e o investimento nacional no uso

de energias renováveis para a produção de energia elétrica em todo o país. O

artigo segundo desta lei destaca o comprometimento do Estado em fazer com

que as fontes renováveis não convencionais respondam por 8% do consumo de

energia elétrica no prazo de dez anos de sua vigência306.

Na Tabela 93 observa-se que em 2012 o sistema elétrico argentino possuía 30,9

GW de capacidade instalada, dos quais 60,6% correspondiam à capacidade

termoelétrica, 35,9% à capacidade hidrelétrica e 3,2% à capacidade de geração

nuclear. Na comparação com 2008, a capacidade total de geração aumentou em

4,6 GW de capacidade instalada, ou 17,5%.

Tabela 93 - Capacidade instalada de geração na Argentina, em GW: 2008-2012

Fonte: CAMMESA (2008-2012)

Apesar da lei de incentivo ao uso de energias renováveis ter sido aprovada em

2007, somente em 2011 o uso dessas energias, como fontes de geração de

energia elétrica, começou a aparecer na matriz. Em 2011 havia 1 MW de

capacidade de geração solar instalada, aumentando para 6 MW em 2012. A

capacidade eólica era de 16 MW em 2011 e alcançou 111 MW em 2012. O

potencial renovável na Argentina é alto, embora haja pouca exploração efetiva

até o momento. O maior potencial eólico está localizado no sul do território

argentino (Patagônia). Estima-se que o país tenha o maior potencial on shore do

mundo307, próximo de 2.000 GW, o que é mais de sessenta vezes a capacidade

instalada total do sistema argentino atual. Na Figura 23 se observa o potencial

de geração da Argentina segundo as diferentes fontes.

305 CAMMESA (2013). http://portalweb.cammesa.com/memnet1/Pages/descargas.aspx.

306 VERCELLI (2012). http://www.energias.bienescomunes.org/2012/06/28/ley-26-190-promocion-para-la-produccion-de-electricidad-proveniente-de-energias-renovables/.

307 CLUSTER Eólico Argentino (2012) La Generación de Energía Eólica como plataforma de Desarollo Industrial.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 10,2 (38,8%) 10,5 (38,9%) 11,0 (38,5%) 11,1 (37,6%) 11,1 (35,9%)

Térmica 15,1 (57,4%) 15,5 (57,4%) 16,6 (58,0%) 17,4 (59,0%) 18,7 (60,6%)

Nuclear 1,0 (3,8%) 1,0 (3,7%) 1,0 (3,5%) 1,0 (3,4%) 1,0 (3,2%)

Eólica 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,1 (0,3%)

Total 26,3 (100%) 27,0 (100%) 28,6 (100%) 29,5 (100%) 30,9 (100%)

129

Figura 23: Potencial por fonte de acordo com a região do território argentino

Fonte: Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios

A Argentina possui três usinas nucleares308. Atucha I (363 MW) entrou em

operação em 1974, tornando-se a primeira central nuclear do país. Embalse (648

MW) passou a gerar eletricidade dez anos mais tarde, em 1984. Em 2010, foi

firmado um acordo para renovação dessa planta e ampliação de sua vida útil

por 25 anos. Atucha II (745 MW) foi projetada em 1979 e sua construção foi

iniciada em 1981. No entanto, o trabalho avançou lentamente pela falta de

fundos de financiamento e foi suspenso em 1994, com 81% da planta já

construída. De 1994 a 2006, a construção de Atucha II esteve completamente

paralisada. Em 2006, o governo argentino relançou o Plano Nuclear para a

finalização da usina. Sua construção foi retomada e a operação começou em

junho de 2014.

1.1.2. Geração

O total de energia gerada na Argentina em 2012 foi de 136,1 TWh. Deste total,

como se observa na Tabela 94, 88,9% corresponderam à geração de centrais de

serviço público e 11,1% à geração para autoprodução. As centrais de serviço

308 ENERGÍA NUCLEAR (2014) http://energia-nuclear.net/situacion/energia_nuclear_argentina.html.

130

público309 são as geradoras elétricas (públicas ou privadas) que fornecem

eletricidade ao serviço público de distribuição de energia elétrica. Em 1991,

através da Lei 24065, o governo argentino especificou que o serviço público

caracteriza-se como “para o transporte e a distribuição de eletricidade. A

geração, em quaisquer de suas modalidades, destinada total ou parcialmente a

abastecer de energia um serviço público, será considerada de interesse geral e

enquadrada nas normais legais”. As centrais de autoprodução são as geradoras

elétricas de propriedade dos consumidores para atender às suas próprias

necessidades, podendo entregar o excedente à rede pública. Essas instalações

são encontradas principalmente em complexos industriais, comerciais ou no

próprio setor energético (refinarias, gasodutos, etc.).

Tabela 94 - Geração de energia elétrica por fonte na Argentina, em TWh: 2008-

2012

Fonte: Balances Energéticos de la Secretaría de Energía (2008-2012)

Entre 2008 e 2012, a geração elétrica na Argentina aumentou 11,6%. Não houve,

no entanto, uma mudança expressiva na participação da autoprodução ou das

centrais de serviço público no total de energia elétrica gerada, o que demonstra

estabilidade de papéis no setor. As centrais de serviço público não

compreendem apenas empresas públicas. Conforme observado na Tabela 95

referente ao ano de 2012, a maior parte da geração vem do setor privado,

seguido pelas binacionais (A Hidrelétrica de Salto Grande, com o Uruguai, e a

de Yacyretá, com o Paraguai).

Tabela 95 - Participação no serviço público de eletricidade por tipo de

proprietário na Argentina (MWh): 2012

Fonte: Balance Energético de Secretaría de Energía (2012)

309 Secretaría de Energia (2014) Centros de Transformación.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Serviço Público 108,3 (88,8%) 107,9 (88,2%) 110,3 (87,8%) 114,8 (88,4%) 121,0 (88,9%)

Autoprodução 13,6 (11,2%) 14,4 (11,8%) 15,3 (12,2%) 15,1 (11,6%) 15,1 (11,1%)

Total 121,9 (100%) 122,3 (100%) 125,6 (100%) 129,9 (100%) 136,1 (100%)

Proprietário Total

Binacionais 12 733 735 (10,5%)

Cooperativas 280 609 (0,3%)

Municipais 9 790 (0,0%)

Nacionais 9 723 613 (8,0%)

Privados 92 324 815 (76,3%)

Províncias 5 900 940 (4,9%)

Total 120 973 501 (100%)

131

A Tabela 96 ilustra a participação de fontes hídricas, térmicas, nucleares e

renováveis (solares e eólicas) na geração somada de centrais de serviço público

e de autoprodução. As fontes térmicas responderam pela maior parte da

geração elétrica de 2012 (73,1%), seguidas pelas fontes hidráulicas (21,9%) e

nucleares (4,7%). As fontes renováveis ainda são pouco exploradas na

Argentina e aportaram somente 0,3% da geração para o ano.

Tabela 96 - Geração elétrica total na Argentina (TWh): 2008-2012

Fonte: Informes Estadísticos Anuales (2008-2012)

Em 2012, a participação da geração térmica na produção de energia marcou um

recorde histórico310. Esse resultado foi alcançado porque a Argentina enfrentou

uma das piores secas de sua história em 2012, o que prejudicou a afluência dos

rios para geração elétrica. Com menor geração hídrica, o país buscou abastecer

sua demanda elétrica através do despacho de usinas térmicas. Mais de três

quartos das usinas térmicas usam o gás natural como insumo. Como a

produção interna não satisfaz à demanda, o país é obrigado a importar gás

principalmente da Bolívia. Vale destacar que o país enfrenta atualmente um

sério problema cambial e as importações de combustíveis têm sido um dos

principais desafios para o governo argentino.

Nas centrais de serviço público, as fontes térmicas responderam pela maior

parte da geração elétrica de 2012 (69,8%), seguidas pelas fontes hidráulicas

(24,6%) e nucleares (5,3%). Já em relação à geração elétrica dos autoprodutores,

existe um caráter historicamente térmico. Em 2012, dos 15,1 TWh gerados, 15

TWh foram produzidos por usinas a vapor, a diesel, a gás ou a ciclo combinado.

Do 0,1 TWh restante, 98% foram compostos por fontes hídricas e as eólicas

geraram 1,4 GWh na autoprodução de eletricidade. Em 2008, dos 13,6 TWh

gerados, 13,5 TWh vieram de usinas térmicas. O 0,1 TWh restante foi 100%

hidrelétrico.

Além da geração interna, a Argentina realiza importações e exportações de

eletricidade com outros países vizinhos. Há também trânsito de eletricidade de

outros países usando a rede argentina. Isso ocorre quando a Argentina, através

dos convênios de integração energética do MERCOSUL, disponibiliza suas

redes elétricas para que o Brasil realize intercâmbios de eletricidade com o

310SCHUFF (2013). http://www.abeceb.com/web/content/show/668073/la-matriz-electrica-argentina-aumenta-su-dependencia-de-los-combustibles-fosiles.

Fonte 2008 2009 2010 2011 2012

Hidráulica 31,6 (25,9%) 35,2 (28,8%) 33,8 (26,9%) 32,0 (24,7%) 29,8 (21,9%)

Térmica 83,0 (68,1%) 78,9 (64,5%) 84,7 (67,4%) 91,5 (70,4%) 99,5 (73,1%)

Nuclear 7,3 (6,0%) 8,2 (6,7%) 7,1 (5,7%) 6,4 (4,9%) 6,4 (4,7%)

Eólica + Solar 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,4 (0,3%)

Total 121,9 (100%) 122,3 (100%) 125,6 (100%) 129,9 (100%) 136,1 (100%)

132

Uruguai. Desse modo, a entrada da eletricidade na rede está incluída nas

importações e a saída para o Uruguai está incluída nas exportações311.

Quando a Argentina requer eletricidade do Brasil, esta ingressa ao país por

meio de duas modalidades: como empréstimo (se for de origem hidráulica) ou

como venda (se for de origem térmica). Se for na modalidade de empréstimo,

deve-se devolver antes que comece o verão, coincidindo com o período de

maiores demandas elétricas do Brasil312. Isso ocorreu, por exemplo, em maio de

2008, quando ambos os países firmaram um acordo em que o Brasil se

comprometeu a fornecer 800 MW de eletricidade hidrelétrica entre maio e

agosto daquele ano (podendo aumentar até 1.500 MW), enquanto à Argentina

cabia a devolução entre setembro e novembro, período de seca em regiões

brasileiras. A legislação permitia que se houvesse diferença positiva de preços

no momento de empréstimo e devolução, o valor restante deveria ficar com os

geradores pelo Mecanismo de Realocação de Energia da CCEE, cabendo

ressarcimento em caso de prejuízo313.

No caso do Uruguai, quando a central hidroelétrica binacional Salto Grande

apresenta risco de vertimento (por excesso de aportes do rio Uruguai), em vez

de descartá-lo, aproveita-se esse recurso hidráulico para gerar eletricidade,

mesmo que o país não possa absorver a totalidade do total que lhe corresponde.

Esse excedente é importado pela Argentina a um valor equivalente a 50% do

custo marginal do MEM da Argentina, de acordo com o que foi definido entre

os dois países, a través do Acordo de Interligação Energética assinado em 1974,

em relação a esta binacional e ao intercâmbio de energia elétrica entre estes

países em geral.

Na Tabela 97 se observa a quantidade de eletricidade importada e exportada

pela Argentina nos anos de 2008 a 2012. Observa-se que as importações sempre

foram maiores que as exportações e que as exportações vêm apresentando

quedas sucessivas. Em 2012, 8,1 TWh foram importados, o que correspondeu a

6,5% da demanda elétrica para o ano, e apenas 0,5 TWh foi exportado.

Tabela 97 - Importação e exportação de energia elétrica na Argentina, em

TWh: 2008-2012


311 CNEA (2012). http://www.cnea.gov.ar/pdfs/sintesis_mem/2_2012.pdf.

312 CNEA (2012).

313 UOL Economia (2008) Argentina começa a devolver energia ao Brasil, sem prejuízo ao consumidor.

2008 2009 2010 2011 2012

Exportação 8,5 8,6 10,3 10,9 8,1

Importação 3 2,4 1,7 1,3 0,5

133


Conforme pode ser observado na Tabela 98, a Argentina possuía em 2012,

31.259 km de rede de transmissão, dos quais 44% correspondiam a redes de alta

tensão.

Tabela 98 - Extensão das redes de transmissão na Argentina, em km: 2008-

2012

Fonte: CNEA (vários anos)314

*Aquele que se realiza dentro de uma região distinta.

Em relação às redes de distribuição, não foi encontrada uma série histórica com

informações sobre a extensão das redes, apenas dados para o ano de 2012. Neste

ano, de acordo com Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República

Argentina (ADEERA), a extensão da rede de distribuição das distribuidoras a ela

associada era de 360.000 km, com instalações de alta, média e baixa tensão,

porém este número não representa a totalidade das redes315.

Parte da eletricidade gerada é perdida na rede de transporte. Na Argentina, o

nível de perdas de 2008 a 2012 foi, em média, de 13,9%. As perdas variaram de

13,4% a 14,7%, conforme a Tabela 99, um valor acima do registrado em países

europeus, mas bastante semelhante ao de outros países latino-americanos, como

Brasil e Colômbia.

Tabela 99 - Perdas nas redes elétricas da Argentina, em TWh: 2008-2012

Fonte: Balances Energéticos de la Secretaría de Energia (2008-2012)

314 CNEA (vários anos). http://www.cnea.gov.ar/comunicacion/sintesis_mem.php.

315 ADEERA (2012). http://www.adeera.com.ar/quienes-somos.asp.

SISTEMA DE TRANSPORTE 2008 2009 2010 2011 2012

Alta tensão (132 - 500 kV) 11.532 11.853 12.299 13.762 13.762

Distribuição Troncal *

(33 - 330 kV)16.723 17.081 17.204 17.211 17.497

Região Cuyo 1.245 1.245 1.245 1.252 1.252

Região Comahue 1.213 1.213 1.215 1.215 1.215

Região Buenos Aires 6.107 6.108 6.110 6.110 6.158

Região NEA 1.449 1.449 1.460 1.460 1.460

Região NOA 3.847 4.076 4.184 4.184 4.422

Região Patagonia 2.862 2.990 2.990 2.990 2.990

Total 28.255 28.934 29.503 30.973 31.259

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 16,3 18 16,8 18,7 18,4

% perdas em geração 13,4 14,7 13,4 14,4 13,5

134

1.1.4. Consumo

A demanda de energia elétrica na Argentina em 2012 foi de 125,2 TWh, dos

quais 30,8% foram consumidos pelo setor residencial, 23,2% pelos

consumidores comerciais e do setor público, 40,4% pelo setor industrial e 0,8%

pelo setor agropecuário, conforme a Tabela 100.

Tabela 100 - Consumo de energia elétrica da Argentina por categoria, em

TWh:2008-2012


De 2008 a 2012, o consumo elétrico argentino cresceu 12,7%. O consumo

residencial apresentou alta significativa de 22,9%. Houve a conexão de novos

consumidores residenciais à rede, o que em parte explica esse comportamento.

Além disso, a demanda por energia no país depende do grau de rigor do

inverno, já que parte das residências possui um sistema de calefação elétrico,

embora o gás natural também seja utilizado para este fim. O setor comercial

apresentou elevação de consumo em 8,6%. Nos meses de inverno, há um

aumento considerável no consumo de óleo a combustível, carvão e,

principalmente, gás. Esse movimento é reflexo de um aumento da demanda de

gás natural para calefação.

O consumo industrial passou de 47,4 TWh para 50,5 TWh, um aumento de

6,5%, abaixo da média nacional. Houve queda do consumo elétrico em 2009 por

conta da crise econômica internacional, ano em que o país registrou um

crescimento quase que nulo em relação ao ano de 2008. Em 2012, ano

novamente de baixo crescimento, a demanda elétrica industrial permaneceu

estável. A agropecuária é um setor importante na economia argentina,

principalmente para as exportações de trigo e carne bovina. De 2008 a 2012, o

consumo elétrico do setor aumentou 42,9%, ainda que represente menos de 1%

da demanda nacional.

No que concerne ao número de consumidores, na Tabela 101, observa-se que

para 2012 existiam 14,9 milhões de consumidores. Deste total 84,2%

correspondiam a consumidores residenciais.

2008 2009 2010 2011 2012

Residencial 31,4 (28,3%) 32,4 (29,3%) 34,2 (29,1%) 36,2 (30,0%) 38,6 (30,8%)

Comercial 26,8 (24,1%) 27,0 (24,5%) 28,7 (24,4%) 27,7 (22,9%) 29,1 (23,2%)

Transporte 0,7 (0,6%) 0,7 (0,6%) 0,7 (0,6%) 0,7 (0,6%) 0,6 (0,5%)

Agropecuário 0,7 (0,6%) 0,8 (0,7%) 0,9 (0,8%) 0,9 (0,7%) 1,0 (0,8%)

Indústria 47,4 (42,7%) 45,5 (41,2%) 48,3 (41,2%) 50,4 (41,7%) 50,5 (40,4%)

Autoconsumo 4,1 (3,7%) 4,1 (3,7%) 4,6 (3,9%) 4,9 (4,1%) 5,4 (4,3%)

Total 111,1 (100%) 110,5 (100%) 117,4 (100%) 120,8 (100%) 125,2 (100%)

135

Tabela 101 - Número de consumidores conectados à rede de distribuição na

Argentina, em milhões: 2008-2012

Fonte: Secretaria de Energia, 2014316

De 2008 a 2012, mais de 1,4 milhão de novos consumidores foram admitidos na

rede elétrica argentina, sobretudo nos setores residencial e comercial. Mais de

um milhão de novos clientes residenciais foram conectados no setor elétrico do

país em apenas quatro anos, o que explica boa parte do incremento da demanda

elétrica dos domicílios em relação ao total. Houve desligamento dos

consumidores industriais em 2009 e 2012, anos de PIB baixo por conta do

arrefecimento do dinamismo econômico. O consumo da indústria, a exemplo de

outros países, é mais sensível às variações do produto. Na seção de “outros”

estão incluídos os consumidores de serviços sanitários, iluminação pública,

tração, irrigação, agropecuária e de órgãos oficiais, sendo que as regiões rurais

respondem por quase metade desses consumidores.

1.2. Estrutura do setor elétrico da Argentina

1.2.1. Organização do setor elétrico da Argentina

Até o fim dos anos de 1960, cerca de 70% da oferta energética provinha de

geração térmica, situação que foi radicalmente modificada com a construção de

novas usinas hidrelétricas317. As construções de hidrelétricas na Argentina

foram a resposta encontrada para a revolução tecnológica que ocorreu durante

o século XX, com difusão generalizada de eletrodomésticos no país e a criação

de um consumo de massa, elevando a demanda elétrica. As décadas de 1970 e

1980 são conhecidas por “décadas hidráulicas”. Entre 1972 e 1974, entraram em

operação a UHE El Chocón (1.200 MW), UHE Cerros Colorados (479 MW) e

UHE Futaleufú (472 MW); no início de 1980, Salto Grande (1.890 MW) e a

integração Chocón-Cerros Colorados. No final dos anos de 1980, quase metade

da oferta elétrica provinha de fontes hídricas. Embora o processo de expansão

da matriz tenha permitido o abastecimento da demanda interna, várias

sinalizações de esgotamento foram percebidas, como problemas técnicos de

316 Secretaria de Energia (2014). http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=3140.

317 Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (2009) El Mercado Eléctrico Argentina Nota técnica 22.

2008 2009 2010 2011 2012

Residencial 11.506.875 11.756.218 12.170.898 12.499.297 12.544.176

Comercial 1.316.609 1.340.984 1.378.588 1.411.031 1.413.331

Industrial 190.623 181.907 182.945 187.520 186.231

Outros 442.861 470.691 451.211 462.222 476.271

Total 13.456.968 13.749.800 14.183.642 14.560.070 14.900.009

136

manutenção e dificuldades de financiamento de novos empreendimentos. No

fim da década de 1980, a baixa vazão dos principais sistema hídricos

provocaram uma forte escassez que foi enfrentada através de racionamento e

cortes programados. Com a pressão da opinião pública, pleiteou-se uma

reforma radical do setor elétrico, que consistiria na desverticalização das

estatais e a operação das cadeias energéticas por entidades privadas.

Até a promulgação da Lei 24065, que estabeleceu um novo regime de

eletricidade em 1991, o setor elétrico argentino operava em um esquema de

integração verticalizada através de companhias públicas. Pelo novo regime, o

setor foi articulado em três segmentos independentes: geração, transmissão e

distribuição. A presença do Estado como regulador tornou-se necessária para

controlar as atividades. Nesse contexto, foi criada a ENRE (Ente Nacional

Regulador de Electricidad). A ENRE é a encarregada de regular as distribuidoras

Edenor e Edesur, enquanto que as demais distribuidoras do interior argentino

são reguladas por órgãos provinciais competentes em cada jurisdição. A Edelap

estava sob controle da ENRE, mas foi transferida para a supervisão da OCEBA

(Organismo de Controle de Energia Elétrica da Província de Buenos Aires),

conforme mostraremos a seguir. Em 1992, foi criada a Compañia Administradora

del Mercado Mayorista de Electricidad Sociedad Anônima (CAMMESA), para

coordenar as operações de despacho e estabelecer os preços no atacado, bem

como a gerência de transações econômicas do sistema interligado.

No segmento de geração, é livre a entrada de novos agentes. A eletricidade

gerada é vendida através do Sistema Argentino de Interconexão (SADI). Os

geradores estão sujeitos à programação e às normas de despacho dadas pelas

resoluções. Em dezembro de 2012, 58 geradoras estavam conectadas ao

mercado atacadista, em sua maioria operando mais de uma planta geradora318.

A geração térmica funciona na base da livre competição, ou seja, os preços

menores deslocam os maiores. A geração hidroelétrica e a nuclear estão sujeitas

ao que é estabelecido nos contratos de concessão319. É requerida concessão do

Poder Executivo para o aproveitamento de fontes hidrelétricas dos cursos de

água quando a potência normal exceda os 500 kW. A partir da reforma de 1994,

as províncias são as responsáveis pelos recursos naturais existentes em seus

territórios. Quanto aos recursos hídricos, outorgam concessões do uso de água

para geração elétrica. Cabe ao Estado Nacional intervir apenas nos casos em

que o recurso hídrico envolve duas ou mais jurisdições320. Atualmente, a maior

318 Pampa Energia (2014). http://www.mzweb.com.br/pampaenergia/web/conteudo_es.asp?idioma=0&tipo=24234&submenu=3&img=23383&conta=47#3.

319 Secretaria de Energia (2014).

320 Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” – Lineamientos para elaborar uma propuesta para el sector hidroeléctrico de la República Argentina (2010).

137

parte da energia hidrelétrica gerada está com concessionários privados (52,3%),

sendo que o restante divide-se entre as binacionais (44,2%), províncias (3,4%) e

cooperativas (0,1%). A energia nuclear, segundo a Lei de Energia, é de

responsabilidade nacional e somente pode ser operada pelo Estado.

A atividade de transporte de eletricidade na Argentina está dividida em dois

sistemas: o Sistema de Transmissão de Energia Elétrica de alta tensão (STAT),

que opera a 500 kV e transporta eletricidade entre regiões e, o Sistema de

Distribuição Troncal (STDT), que opera a 132/220 kV e conecta geradores,

distribuidores e grandes usuários dentro da mesma região. A Transener é a

única companhia que atua no STAT e existem seis companhias regionais dentro

do STDT (Transcomahue, Transnoa, Transnea, Transpa e Distrocuyo). Além

destas empresas existem outras transmissoras independentes que operam em

virtude de uma licença técnica outorgada pelas empresas do STAT ou do

STDT321.

Os serviços de transmissão e distribuição são realizados através de concessões,

assinados periodicamente, através de processos licitatórios. As empresas de

transmissão têm sob sua responsabilidade a operação e a manutenção de suas

redes, mas não são responsáveis pela expansão do sistema322.

As distribuidoras são empresas que possuem uma concessão para distribuir

energia elétrica aos consumidores de toda a sua área de concessão exclusiva. As

três empresas que se formaram a partir da SEGBA (Serviços Elétricos da

Grande Buenos Aires) - Edenor, Edesur e Edelap - representam mais de 45% do

mercado elétrico da Argentina. Algumas poucas companhias de distribuição

(Empresa Provincial de energia de Córdoba, Empresa de Energía de Santa Fé,

Energía de Missiones, etc) permanecem nas mãos de governos provinciais e

cooperativas323.


Com a sanção da lei do mercado elétrico (nº 24.065/91) torna-se necessária a

presença do Estado como regulador e controlador da atividade elétrica. Esta

presença vai acontecer por meio das instituições e órgãos que vão atuar no

setor, como:

a) Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (MINIPLAN),

ligado diretamente ao Poder Executivo Nacional, criado em 2003, cuida das

321 Pampa Energia (2014).



138

áreas de energia e comunicações, obras públicas e recursos hídricos, entre

outros324.

b) Secretaria de Energia, por meio da Subsecretaría de Energía Eléctrica elabora e

a proposta da politica nacional energética, avalia os recursos naturais

disponíveis para o aproveitamento energético, assessora a elaboração das

propostas relativas à normativa específica para as distintas etapas da

indústria elétrica, etc325.

c) Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), criado em 1993 é uma

autarquia encarregada de regular a atividade elétrica e de controlar as

empresas do setor (geradoras, transmissoras e distribuidoras Edenor e

Edesur) no cumprimento das obrigações estabelecidas no marco regulatório

e nos contratos de concessão dentro da jurisdição federal. Seus principais

objetivos são o de proteger o consumidor, promover à competitividade na

geração, regular as atividades de transmissão e distribuição, entre outros326.

Em 2011, a Edelap foi transferida para a tutela da província de Buenos Aires.

Desde então, o Órgão de Controle de Energia Elétrica de Buenos Aires

(OCEBA) é o responsável pelas funções de regulação e controle dessa

distribuidora. Na Argentina, existem entidades reguladoras provinciais,

como é o caso da EPRE, da província de Río Negro, que regula as

distribuidoras EDERSA, CEB e CEARC, atuantes em território rionegrino.

d) Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA),

responsável pelo Organismo Encargado del Despacho (OED327), criada em

1992 tem como função a coordenação das operações de despacho, a

responsabilidade pelo estabelecimento dos preços atacadistas e a

administração das transações econômicas do sistema interconectado

nacional.

e) Nucleoeléctrica Argentina s.a., produz e comercializa a energia elétrica gerada

pelas centrais nucleares; Atucha I e II e Embalse328.

f) Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), sua função é assessorar o

poder Executivo na definição da política nuclear, promover a formação de

recursos humanos de alta especialização para o setor nuclear, exercer a

responsabilidade da gestão dos resíduos radioativos, definir a forma de

retirada das centrais nucleares de serviço, etc329.

324 Secretaria de Energia (2014). http://www.energia.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=2541.


326 ENRE (2014). http://www.enre.gov.ar/.

327 Secretaria de Energia (2009). http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=339.

328 Nucleoeléctrica Argentina (2014). http://www.na-sa.com.ar/quienessomos.

329 CNEA. http://www.cnea.gov.ar/que_es_la_cnea/objetivos.php.

139

1.2.3. Mercado de Eletricidade.

O Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) abastece 93% da demanda do sistema

elétrico argentino, enquanto o sistema patagônico, não vinculado ao primeiro,

cobre 6% da demanda e 1% dos requerimentos de eletricidade restante é

abastecido por pequenos sistemas isolados, distantes dos grandes centros de

consumo330. O preço monômico representa os custos totais de operação do

MEM, incluindo os custos de potência e seus serviços associados, os sobrecustos

devidos à utilização de combustíveis diferentes do gás natural, os custos de

demanda excedente, a conta de importação do Brasil e os contratos de

abastecimento do MEM.

A comercialização de eletricidade dentro do MEM é realizada através de três

formas diferentes331:

a) Mercado Spot: onde os preços variam de forma horária de acordo com a

variação da demanda e a disponibilidade dos equipamentos a cada

momento. A entrada de máquinas segue uma ordem prioritária de

custos, entram em serviço primeiro as mais econômicas até cobrir a

potência mais a reserva. Neste mercado existe um reconhecimento para a

energia em função dos combustíveis e outro pela potência que representa

os custos fixos.

b) Mercado Estacional: são definidos dois períodos semestrais no ano, com

datas de inicio em 1º de maio e 1º de novembro, relacionados com as

épocas de hidraulicidade. Em cada período se define um preço

estabilizado de energia em função de um custo esperado durante esses

seis meses. Esses preços são atualizados trimestralmente. Os

distribuidores compram a esse preço e as diferenças em relação aos

preços reais que forem gerados no mercado spot são carregadas para o

período seguinte. É o mercado de geração paras os clientes regulados.

Em novembro de 2012, foi divulgada a Resolução SE 2016/2013, que

definiu um único preço monômico de compra para cada distribuidor e

para o total de sua demanda elétrica, sem especificar a banda horária ou

o tipo de consumidor.

c) Mercado a Termo: estabelecido entre um gerador e um distribuidor ou

grande usuário com a assinatura de um contrato. Neste são

determinadas as condições de entrega de energia e de pagamento, como

também os prazos de vigência e os ressarcimentos de uma das partes no

caso de não pagamento pela outra parte. Os preços são livres.



140

Segundo o Informe Anual da Cammesa (2012)332, 85% da carga é obtida sem

contratos e 15% com contratos a termo. Isso ocorre porque as distribuidoras

detêm 80% do consumo elétrico na Argentina e fazem parte do mercado

estacional. Os grandes usuários perfazem os outros 20%, principalmente através

de contratos de médio/longo prazo.

No MEM existe a figura dos grandes usuários que são classificados em três

categorias: Grandes Usuarios Mayores (GUMAS), Grandes Usuarios Menores

(GUMES) e Grandes Usuarios Particulares (GUPAS). Estes grandes usuários

participam da direção da CAMMESA por meio da Asociación de Grandes

Usuarios de energia Eléctrica de la República Argentina (AGUEERA). Cada uma

destas categorias tem diferentes necessidades de compra de eletricidade. Por

exemplo, a categoria GUMAS é obrigada a comprar 50% de sua demanda

através de contratos de suprimento (Mercado a Termo) o restante no mercado

spot, enquanto que GUMES e GUPAS são obrigados a comprar a totalidade de

sua demanda através de contratos de suprimento333.

Nos contratos de concessão cedidos pelo Estado Nacional aos distribuidores

fica estabelecida a obrigação de atendimento da demanda de forma

conveniente, com eletricidade contratada no Mercado a Termo. A porção da

demanda que não for atendida pela energia contratada no Mercado a Termo, é

contratada através de um Preço Estacional334. Os preços estacionais são

calculados pela CAMMESA com o objetivo de suavizar a volatilidade do

mercado spot nos preços praticados aos usuários finais. Ele considera as

configurações típicas da rede, dos despachos e das regiões de atuação das

distribuidoras.

Dependendo se o distribuidor possui ou não um contrato com um gerador

pode ocorrer duas situações335:

a) Caso de não possuir contrato de abastecimento, a totalidade de sua

demanda é atendida aos preços estacionais correspondentes;

b) No caso de possuir um contrato de fornecimento com um ou mais

geradores, hora a hora:

Até o nível de seu contrato, sua demanda é comercializada no Mercado a

Termo.

Quando o nível de sua demanda se encontra acima ou abaixo dos valores

fixados no contrato, as diferenças serão comercializadas: vendendo os

332 CAMMESA (2012) http://portalweb.cammesa.com/MEMNet1/Documentos%20compartidos/VAnual12.pdf.



335 Secretaria de energia (2014).

141

excedentes de contrato no mercado Spot aos valores que regem naquela

hora esse mercado ou comprando o que falta a preços estacionais.


O preço spot da energia elétrica no Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) é

determinado com base no custo variável de produção com gás natural das

unidades geradoras disponíveis, mesmo para aquelas que não estão gerando

com este combustível (Resolução SE nº 240/03)336.

As dificuldades macroeconômicas impulsionadas em 2001 fizeram com que a

Argentina criasse no início de 2002 a Lei 25561 de Emergência Econômica.

Através desse instrumento legal, houve a “pesificação” das tarifas de serviços

públicos, isto é, a equivalência de um peso igual a um dólar na relação de

câmbio, tornando sem efeito as cláusulas de contratos que determinassem

ajustes ou indexações. Além disso, deu-se início ao congelamento tarifário e

suspensão das revisões tarifárias. Todos os preços regulados do mercado

elétrico foram pesificados pela Resolução SE nº 2/02.

Dessa forma, o preço spot e o preço estacional passaram a não mais alcançar os

custos marginais do sistema. Paralelamente, a Argentina tornou-se

progressivamente mais dependente de recursos fósseis externos para

abastecimento de suas térmicas. Dado o cenário de congelamento tarifário, os

subsídios têm crescido anualmente desde então, pois houve crescimento da

demanda energética aliado à desvalorização cambial. Com a política de

represamento de preços, a produção de gás permaneceu estável, enquanto a

demanda disparou, fruto em parte do preço baixo e em parte da própria

recuperação da economia. Em 2013, a Argentina consumiu 1.695 bilhão de pés

cúbicos de gás natural, 27,6% a mais que o Brasil, com uma população quase

cinco vezes menor337.

Para anteder às necessidades internas, a Argentina passou a recorrer ao

mercado internacional. A ENARSA e a CAMMESA são as responsáveis pelas

importações do gás natural que abastece as térmicas. Para garantir a solvência e

sustentabilidade do setor, as autoridades argentinas criaram diversos

mecanismos: procedimentos de compra de energia de geradores privados,

compra de centrais e capitalização de créditos no mercado para geradores com

o objetivo de construção de novas usinas.

A partir de 2013, adotou-se um novo esquema de remuneração para gos

geradores. Adotou-se uma remuneração integral dos custos fixos (desde que a


337 EIA (2013) http://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/iedindex3.cfm?tid=3&pid=26&aid=2&cid=regions&syid=2009&eyid=2013&unit=BCF.

142

disponibilidade de geração seja maior que 80% da disponibilidade histórica dos

últimos três anos) e uma remuneração dos custos variáveis determinada

mensalmente e que leva em consideração a energia gerada por tipo de

combustível (Resolução 95/2013).338

A Resolução nº 95/13 introduziu um novo esquema de remuneração aplicável

aos geradores que se aderirem a dito mecanismo. O mecanismo é válido para

todos os geradores, cogeradores e autogeradores do Mercado Atacadista

(MEM), com exceção das usinas hidrelétricas binacionais, das usinas nucleares

ou de agentes que estabeleceram um regime de remuneração diferenciada com

a Secretaría de Energía em diferentes datas prévias. Para aqueles geradores não

compreendidos no regime estabelecido por essa resolução, fica mantida vigente

a regulação que vem sendo aplicada desde janeiro de 2002, que limita o custo

marginal de curto prazo em AR$ 120/MWh339.

O novo esquema remunerativo compreende três conceitos340:

a) Remuneração de custos fixos: remunera a potência colocada à disposição. A

remuneração está sujeita ao cumprimento de uma Disponibilidade Objetivo

(DO), baseada na disponibilidade média por tecnologia dos últimos três

anos calendários e a disponibilidade média histórica de cada unidade. A

remuneração que irá receber o agente gerador dependerá da tecnologia e do

grau de cumprimento da DO.

b) Remuneração dos custos variáveis: inclui custos de manutenção e outros

custos variáveis, não combustível. Seu cálculo é mensal e será em função da

energia gerada por tipo de combustível.

c) Remuneração adicional: uma porção é transferida diretamente ao gerador e

outra porção da remuneração se destinará a novos projetos de infraestrutura

no setor elétrico que será definido pela SE.

Tarifas elétricas para Edenor, Edesur e Edelap.

A Edenor é a maior distribuidora da Argentina. Concentra-se no noroeste da

Grande Buenos Aires e na região norte de Buenos Aires, contando com 7

milhões de clientes. A Edesur é responsável pela distribuição no sul da Capital

Federal e outros doze municípios da província de Buenos Aires, abastecendo

2,4 milhões de clientes. A Edelap possui 340 mil clientes em seis municípios da

província de Buenos Aires. Todas fazem parte da província de Buenos Aires.341

Os contratos de concessão destas distribuidoras que se encontram sob

jurisdição da ENRE contem as seguintes disposições em matéria tarifária: as

338 Resolución 95/2013 Información Legislativa.



341 ENRE (2014). http://www.enre.gov.ar/

143

tarifas máximas para cada período tarifário são compostas por duas partes: uma

que representa os custos de aquisição de energia e potência no MEM e inclui

também os custos associados à transmissão, e outro que representa o custo

próprio de distribuição ou valor agregado de distribuição (VAD), constituído

pelo custo marginal ou econômico das redes colocadas à disposição do usuário

mais os custos de operação e manutenção das redes, somados aos custos de

comercialização.

Os ciclos tarifários têm duração de dez anos para o primeiro ciclo e cinco anos

os demais. Durante esse período, as tarifas são ajustadas unicamente de acordo

com as variações dos custos de compra e venda de energia e potência no MEM,

incluídos os custos associados à transmissão.

Para as pequenas demandas foi estabelecido um encargo fixo bimestral e um

variável. As demandas médias pagam um encargo mensal por capacidade de

fornecimento contratada e um encargo variável, ambos sem discriminação de

horário. As grandes demandas têm um encargo por capacidade de

fornecimento contratado, discriminado em horas de pico e fora de pico e um

encargo por energia que discrimina as horas de pico (de 18 a 23 horas) de vale

(de 23 a 5) e residual (de 5 a 18). A Tabela 102 descreve as características de cada

categoria e subcategoria tarifária.

Tabela 102 - Categorias e subcategorias tarifárias

Fonte: ENRE

144


A fixação de impostos e taxas pode ser feita tanto a nível nacional, provincial e

municipal, o que pode levar, muitas vezes, a uma dupla tributação342.

a) Impostos nacionais: Imposto sobre Valor Agregado (IVA), de caráter geral

suportado por todas as categorias de usuários e sobretaxa sobre o preço de

venda de eletricidade, específico sobre a venda do serviço elétrico.

b) Impostos Provinciais: variam com alíquotas entre 0,6% a 20%. Na Província

de Buenos Aires se encontra o Imposto ao Serviço de Eletricidade que para

os usuários residenciais é de 10%, para os comercio de 20% e para indústria

de 13%. Outro imposto é o Fundo Especial de Grandes Obras Elétricas

Provinciais cuja alíquota é de 5,5%.

c) Contribuições Municipais: são muito variadas já que cada município tem

autonomia própria para aplicar e sua jurisdição Municipal a alíquota que

considere necessária. Por isso as alíquotas de contribuição de todo o país

variam de 0 a 30%.

Os subsídios sobre as tarifas do serviço elétrico são outorgadas pelo governo

provincial ou por distintas distribuidoras elétricas. Estes consistem em

descontos sobre o encargo fixo ou encargo variável da tarifa.

Em relação aos subsídios, na Argentina, a situação varia de acordo com a

Província e a empresa. De certa forma existem desde 2002 subsídios extra

tarifários para todos os usuários do país, já que estes não percebem os

verdadeiros custos da geração elétrica343.

Adicionalmente, as tarifas da capital e da Grande Buenos Aires (Edelap,

Edenor, e Edesur), não são revisadas integralmente a fim de determinar os

verdadeiros custos de distribuição, de acordo com os contratos de concessão, o

que leva as empresas a considerarem que estão subsidiando os usuários.. A

Figura 24 ajuda a compreender melhor a magnitude desta brecha nas tarifas,

onde se tem: a) o custo de geração real; b) o custo sancionado no MEM; c) os

sobrecustos transitórios de despacho (ou a parte reconhecida do gerador pelo

uso de combustíveis mais caros que o preço sancionado do gás natural utilizado

como referencia) e d) o valor das tarifas residências sem impostos pagas pelo

usuário final344.

342Secretaria de Energia (2002). http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/archivos/pdfs/impuestos/Informe%20de%20Impuestos%20V1.pdf.

343CAF (2013). http://www.caf.com/_custom/static/agenda_energia/assets/caf_agenda_energiat2_institucional.pdf.

344 CAF (2013).

145

Figura 24 - Custos de geração e tarifa residencial da Argentina, agosto de 2010

Fonte: CAF, 2013

Em 2013, houve uma escalada nos subsídios bancados pelo governo. Segundo

dados da IEA (2013), os subsídios argentinos em combustíveis fósseis

destinados exclusivamente ao setor elétrico foram de US$ 6,8 bilhões, 28% a

mais que no ano anterior345. A maior parte dos subsídios estava concentrada na

CAMMESA e na Enarsa, que possuem a responsabilidade pelos subsídios

tarifários na região metropolitana e pela compra do gás importado para o

abastecimento do mercado doméstico.

Por pressões internas de orçamento e recomendações do FMI, o governo

argentino passou a anunciar uma redução dos subsídios através de aumentos

tarifários em 2014. A busca foi pela discriminação tarifária, em que os usuários

com poder aquisitivo superior (maiores consumidores residenciais) pagassem

mais pelo serviço elétrico. Em setembro, o governo aumentou em até 308% a

conta de luz de grandes consumidores residenciais, afetando 15% dos clientes

metropolitanos346. Esse modelo de precificação seguiu o aplicado em novembro

de 2008, quando houve aumentos de até 400% na tarifa para quem consumisse

mais de 1.000 kW por bimestre. Da mesma forma, em 2014, o governo não

manteve os subsídios parciais que costumava aplicar durante o inverno. O

Estado tem se posicionado favorável à diminuição do alto volume de subsídios

ao setor elétrico.

345 IEA (2013) Fossil-fuel consumption subsidy rates as a proportion of the full cost of supply

346 La Nación (2014) Sin aviso, aumentó hasta 308% la luz para hogares de alto consumo http://www.lanacion.com.ar/1726576-sin-aviso-aumento-hasta-308-la-luz-para-hogares-de-alto-consumo

146

No âmbito do funcionamento desses subsídios generalizados, não existe uma

tarifa social ao nível das empresas de âmbito nacional (Edelap, Edenor, Edesur).

Em algumas jurisdições provinciais existem subsídios a determinados grupos

de clientes de baixo consumo, aposentados e ex-combatentes. Portanto, na

Argentina o maior subsídio deriva tanto dos custos de geração não transferidos

a tarifas como do desajuste dos encargos por distribuição de eletricidade347.

347 CAF (2013).

147

2. BRASIL

O Brasil é um país localizado na América do Sul com área de 8.515.770 km² e

uma população que atingiu 198,7 milhões de habitantes em 2012. Atualmente, a

população brasileira ultrapassa os 200 milhões348. O país é o quinto mais

extenso e o quinto mais populoso no mundo. O crescimento da produtividade e

o fortalecimento da indústria são os principais desafios enfrentados pela

economia.

Como observado pela Tabela 103, o PIB do Brasil apresentou um

comportamento oscilante, variando de -0,3% a 7,5%. Em 2009, o país vivenciou

os efeitos da crise financeira mundial e registrou leve recessão, quadro que foi

revertido no ano seguinte. Em 2010, o PIB cresceu 7,5%, através do aumento da

formação bruta de capital fixo e da elevação nas exportações, que bateram

recorde histórico. O crescimento até 2011 foi sustentado pelos altos preços das

commodities, como o minério de ferro, a soja, o açúcar e a carne.

O PIB per capita variou positivamente entre 2008 e 2013, crescendo 9,12% no

período. A renda brasileira é considerada como média no cenário global, mas

inferior a outros países latinos, como Argentina, Chile e México349.

Tabela 103 – Crescimento do PIB real e PIB per capita, Brasil: 2008-2013


2.1. Sistema elétrico do Brasil

O sistema elétrico brasileiro passou por intensas modificações desde a década

de 1990, quando foram privatizadas e desverticalizadas as companhias

energéticas. Posteriormente, graças à crise de racionamento de 2001, foram

realizadas novamente profundas mudanças no setor elétrico brasileiros criando-

se o Novo Modelo do Setor Elétrico (NMSE), que forneceu maior robustez ao

setor elétrico, permitindo a expansão da oferta energética com a reintrodução

do planejamento.

O crescimento do consumo elétrico tem superado o crescimento do PIB,

gerando desafios para a expansão da matriz aliada com segurança de

fornecimento. Os consumidores são divididos em consumidores livres e cativos,

348 Os dados geográficos, econômicos e sociais foram retirados do Banco Mundial (2013).

349 Banco Mundial (2013) GDP per capita (constant 2005 US$).

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Crescimento % PIB real 5,2 -0,3 7,5 2,7 1 2,5


2005)5.336 5.271 5.618 5.721 5.730 5.823

107,38 109,12Variação PIB per capita

(2008 ano-base = 100)100 98,78 105,28 107,21

148

sendo que o mercado cativo responde pela maior parte da demanda de energia

elétrica do Brasil. Os clientes residenciais e pequenos negócios não têm a

possibilidade de escolha de comercializador, pois as distribuidoras atuam

também como comercializadoras obrigatórias para todos os clientes com

potência contratada reduzida.

De todos os segmentos de infraestrutura, a eletricidade é o serviço mais

universalizado. Em 2013, o Brasil possuía 72,1 milhões de unidades

consumidoras e um grau de universalização que alcançava 99,3% dos

domicílios350.

O Sistema Interligado Nacional (SIN) cobre dois terços do território nacional351

e atende cerca de 98% do consumo de eletricidade do país. Por ser um país de

dimensões continentais, as cinco regiões possuem diferenças geográficas

consideráveis. Essas divergências determinam os contornos do sistema de

geração, transmissão e distribuição352. Apenas 1,7% da energia consumida

encontra-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados

principalmente na região amazônica. A Figura 25 demonstra o mapa previsto

do SIN para o ano de 2015.

350 ABRADEE (2013) Comparação Internacional de Tarifas de Energia Elétrica.

351 ONS (2013) Reunião Extraordinária da Comissão de Minas e Energia – Câmara dos Deputados.

352 Atlas ANEEL (2008) – 3ª Edição.

149

Figura 25 – Mapa de previsão do Sistema Interligado Nacional para o ano de

2015

Fonte: ONS (2014)


A matriz elétrica brasileira é predominantemente hídrica e os reservatórios de

hidrelétricas são importantes para garantir a regularização da oferta de energia.

Assim o país construiu grandes usinas com reservatórios durante as últimas

décadas do século XX. No entanto, a topografia aliada a restrições ambientais

têm feito com que a expansão da geração hídrica ocorra preponderantemente

através de usinas a fio d’água no norte do país. Este tipo de usina não permite o

armazenamento de grandes quantidades de água. Sem novos reservatórios de

regularização, o aumento constante da demanda de energia elétrica leva a uma

progressiva diminuição da capacidade de regularização dos reservatórios.

A Figura 26 ilustra a evolução da capacidade de regularização dos reservatórios

de 2000 a 2012. Observa-se que a proporção entre energia armazenada e carga

cai continuamente. Esta particularidade faz com que a matriz elétrica brasileira

esteja mudando progressivamente de um sistema essencialmente hídrico para

um sistema hidrotérmico. O parque gerador nacional terá de contar com outras

fontes para operação de base durante o período seco, a fim de atender à

demanda crescente.

150

Figura 26 – Evolução da capacidade de regularização dos reservatórios: 2000-

2012

Fonte: Chipp, Hermes. Procedimentos Operativos para Assegurar o Suprimento

Energético do SIN. Apresentação no GESEL-IE-UFRJ, Rio de Janeiro, 9 de Julho 2008.

Conforme constatado na Tabela 104, a capacidade instalada no Brasil foi de

126,7 GW para o ano de 2013. Desse total, as usinas hidrelétricas de grande

porte respondiam por 64%353, enquanto as termelétricas respondiam por 28,8%.

Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs)354 aportavam 3,6% do total e as

Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGHs)355, 0,2%.

Para o ano de 2013, fontes hídricas e térmicas totalizaram 96,6% da matriz

brasileira. Os 3,4% restantes referem-se às fontes nucleares e eólicas. Fontes

solares no Brasil ainda são incipientes e responderam por somente 5 MW da

capacidade.

353 Somente metade a metade da potência de Itaipu pertencente ao Brasil está contemplada aqui. No entanto, a maior parte da geração de Itaipu atende ao mercado brasileiro, sendo esta energia contabilizada como importação e não como geração hídrica.

354 Usinas com potência instalada superior a 1 MW e inferior a 30 MW, cujos reservatórios não ultrapassam 3 km.

355 Usinas com capacidade menor ou igual a 1 MW que estão dispensadas de concessão, permissão ou autorização, necessitando somente comunicar ao regulador para fins de registro. ECO Você (2013) Documento de Orientação Básica – Central Geradora Hidrelétrica.

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

EA

R m

áx/C

arg

a

EAR máx/Carga

151

Tabela 104 – Capacidade instalada segundo fonte no Brasil, em GW: 2008-

2013

Fonte: EPE (2013) e EPE (2014)

De 2008 a 2013, a capacidade de geração cresceu 23,1%. Todas as fontes

apresentaram um incremento de capacidade em termos absolutos, com exceção

das nucleares, que registraram estabilidade em 2 GW.

As usinas hidrelétricas têm perdido participação percentual a cada ano. Em

2008, 72,8% da capacidade instalada provinha de usinas hidrelétricas, valor que

caiu para 64% em 2013. Essa tendência confirma a transformação da matriz do

modelo hídrico para o hidrotérmico. De todo o mundo, o Brasil é o terceiro país

com maior potencial técnico hidrelétrico, atrás da China e da Rússia, estimado

em 260 GW356, dos quais aproveita atualmente 30%. O potencial restante a ser

aproveitado está localizado principalmente nas bacias do Tocantins/Araguaia e

do Amazonas357. As principais usinas estão na bacia do Paraná, favorecidas

pelo desnível do relevo. A UHE binacional de Itaipu (14 GW) foi a maior

hidrelétrica geradora de eletricidade até 2013, embora perdesse em capacidade

instalada para a UHE chinesa de Três Gargantas (22,5 GW). No entanto, em

2014, Três Gargantas superou a geração de Itaipu, consagrando-se também

maior produtora hídrica358. Atualmente em construção, a UHE de Belo Monte

será a maior usina exclusivamente nacional, com uma capacidade instalada de

11,2 GW359, o que a configurará como a terceira maior usina hidrelétrica do

mundo360. Além de Belo Monte, novas usinas estão sendo construídas, como

Jirau (3,75 GW)361 e Santo Antônio (3,57 GW)362, Teles Pires (1,8 GW). Dessa

forma, embora a política energética busque dinamizar a matriz, as fontes

356 WOLNEY, DELLANA (2014) O grande papel do potencial hidrelétrico brasileiro.

357 Atlas ANEEL (2008) – 3ª edição.

358 De acordo com a agência oficial chinesa Xinhua, a UHE Três Gargantas gerou 98,8 TWh de eletricidade em 2014, frente aos 87,8 TWh registrados em Itaipu.

359 Segundo a Norte Energia, responsável pelo empreendimento, a energia firme média será de 4.571 MW.

360 ANEEL (Leilão de Energia de Belo Monte UHE).

361 A garantia física da usina será de 2.184,6 MW médios, segundo a Energia Sustentável (2015) A Usina: Dados técnicos.

362 Santo Antônio Energia (2015) Construção.

USINAS 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Usinas hidrelétricas 74,9 (72,8%) 75,5 (70,8%) 77,1 (68,1%) 78,4 (67,0%) 79,8 (66,0%) 81,1 (64,0%)

Usinas termelétricas 23,0 (22,4%) 25,3 (23,7%) 29,7 (26,2%) 31,2 (26,6%) 32,8 (27,1%) 36,5 (28,8%)

PCH 2,5 (2,4%) 3,0 (2,8%) 3,4 (3,0%) 3,9 (3,3%) 4,3 (3,5%) 4,6 (3,6%)

CGH 0,1 (0,1%) 0,2 (0,2%) 0,2 (0,2%) 0,2 (0,2%) 0,2 (0,2%) 0,3 (0,2%)

Usinas nucleares 2,0 (1,9%) 2,0 (1,9%) 2,0 (1,7%) 2,0 (1,7%) 2,0 (1,6%) 2,0 (1,6%)

Usinas eólicas 0,4 (0,4%) 0,6 (0,6%) 0,9 (0,8%) 1,4 (1,2%) 1,9 (1,6%) 2,2 (1,8%)

Total 102,9 (100%) 106,6 (100%) 113,3 (100%) 117,1 (100%) 121,0 (100%) 126,7 (100%)

152

hídricas não estão sendo renegadas, e o potencial existente está sendo

aproveitado com novos empreendimentos.

Esses empreendimentos na fronteira amazônica caracterizam-se por serem a fio

d’água, com capacidade de regulação reduzida. Assim, a capacidade de geração

elétrica será maior durante o período úmido, coincidindo com as cheias dos

rios. Porém, no período seco, serão necessárias outras fontes complementares

para abastecer a demanda de energia elétrica.

As fontes térmicas passaram de 23 GW para 36,5 GW, um aumento de 58,7%.

Nessas fontes, são considerados tanto os combustíveis fósseis como a biomassa.

O crescimento é reflexo do remodelo da matriz hídrica, com a necessidade de

instalação de um parque térmico fortalecido. As características das fontes

térmicas utilizadas no Brasil serão expostas na próxima seção, “Geração”.

As fontes nucleares experimentaram estabilidade durante o período, de 2 GW.

O parque nuclear brasileiro é composto por duas usinas localizadas no

município de Angra dos Reis: Angra 1 e Angra 2. Angra 1 passou a operar

comercialmente em 1985 com um reator PWR. A usina possui 640 MW de

potência. Angra 2 começou a operar somente em 2001 e possui 1,35 GW de

capacidade. Para 2018, está prevista a operação de Angra 3, de 1,4 GW de

potência; uma réplica de Angra 2 com a incorporação de avanços

tecnológicos363.

As fontes eólicas passaram de 0,4 GW em 2008 para 2,2 GW em 2013, um

crescimento de 450%. Os programas que favoreceram esse desempenho serão

enunciados na seção “Mercado elétrico” e “Impostos e subsídios”. O Brasil é

favorecido em termos eólicos por uma oscilação relativamente pequena na

velocidade do vento, sobretudo no Nordeste. Além disso, a velocidade dos

ventos costuma ser melhor em períodos de seca, o que garante um papel central

de fonte complementar ao regime hídrico. Há a previsão de que o potencial

chegue a 350 GW364. Os maiores potenciais estão na região Nordeste, no Vale do

Jequitinhonha em Minas Gerais e no Rio Grande do Sul365.

2.1.2. Geração

Segundo dados do Balanço Energético Nacional (2014) expostos na Tabela 105,

a geração total de eletricidade no Brasil para o ano de 2013 foi de 570 TWh. As

fontes hídricas responderam por 68,6% da geração, enquanto as térmicas a

combustíveis fósseis (gás natural, carvão e derivados de petróleo) totalizaram

18,6%. A biomassa apresentou 7% da geração para o ano e as nucleares, 2,6%.

363 Eletronuclear (2014) Central Nuclear de Angra dos Reis.

364 Ministério de Minas e Energia (2014) Energia Eólica no Brasil e Mundo.


153

A geração elétrica brasileira é ainda dependente principalmente de fontes

hidráulicas. No entanto, observa-se que a partir de 2012, a geração de fontes

hidrelétricas tem caído por resultado de uma piora na hidrologia. Em 2013,

houve elevação na geração de todas as fontes térmicas. No caso do carvão, por

exemplo, o aumento da geração chegou a 76% em relação a 2012. A Tabela 105

abaixo inclui a autoprodução.

Tabela 105 – Geração total de energia elétrica no Brasil por fonte, em TWh:

2008-2013

Fonte: Balanço Energético Nacional (2014)

De 2008 a 2013, a geração de eletricidade total passou de 463,1 TWh para 570

TWh, um crescimento de 23,1%. O aumento da geração acompanhou o aumento

do consumo elétrico e foi possível graças à elevação da capacidade instalada.

As fontes hídricas registraram um aumento de 12,4% na geração, de 369,5 TWh

para 415,3 TWh. Observa-se que em 2012, a geração hidrelétrica caiu 3% pelo

início da crise hidrológica, que se estendeu pelo ano seguinte. De 2011 a 2013, a

geração hidrelétrica caiu 8,7%, passando de 428,3 TWh para 391 TWh.

O gás natural não é uma fonte abundante no Brasil. Ele é associado a

explorações petrolíferas, principalmente nos litorais do Sudeste. O principal

parceiro do Brasil nesse caso é a Bolívia, com quem mantém uma rede de

gasodutos para importação. A maior parte do gás natural no Brasil é consumido

pela indústria e pelas usinas térmicas. A demanda por gás natural do setor

elétrico é bastante variável, como pode ser depreendido da tabela acima. O ano

de 2009, por exemplo, contou com boas afluências, o que permitiu poupar o

acionamento das termelétricas. Por isso, o gás natural respondeu por somente

2,8% da geração, que cresce em períodos mais críticos, tendo atingido 12,3% em

2013.

Os derivados de petróleo incluem o óleo diesel e o óleo combustível. As usinas

a óleo diesel estão concentradas nas regiões isoladas da Amazônia, enquanto o

óleo combustível está espalhado por todo o país, com ênfase no Sudeste366.


FONTE 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Hídrica 369,5 (79,8%) 389,9 (84,2%) 403,3 (78,2%) 428,3 (80,6%) 415,3 (75,2%) 391,0 (68,6%)

Gás natural 28,8 (6,2%) 13,2 (2,8%) 36,5 (7,1%) 25,1 (4,7%) 46,8 (8,5%) 69,0 (12,1%)

Carvão 6,7 (1,4%) 5,4 (1,2%) 8,3 (1,6%) 6,5 (1,2%) 8,4 (1,5%) 14,8 (2,6%)

Derivados de petróleo 15,6 (3,4%) 12,5 (2,7%) 16,0 (3,1%) 12,2 (2,3%) 16,2 (2,9%) 22,1 (3,9%)

Nuclear 14,0 (3,0%) 13,0 (2,8%) 14,5 (2,8%) 15,7 (3,0%) 16,0 (2,9%) 14,6 (2,6%)

Biomassa 19,2 (4,1%) 20,6 (4,4%) 31,5 (6,1%) 31,6 (5,9%) 34,7 (6,3%) 39,7 (7,0%)

Eólica 1,2 (0,3%) 1,2 (0,3%) 2,2 (0,4%) 2,7 (0,5%) 5,1 (0,9%) 6,6 (1,1%)

Outras 8,1 (1,8%) 7,2 (1,6%) 3,5 (0,7%) 9,6 (1,8%) 10,0 (1,8%) 12,2 (2,1%)

Total 463,1 (100%) 463,0 (100%) 515,8 (100%) 531,7 (100%) 552,5 (100%) 570,0 (100%)

154

O carvão mineral brasileiro é de baixa qualidade e encontrado em jazidas no Sul

do país. As usinas termelétricas que utilizam carvão nacional estão localizadas

na região Sul, em áreas próximas às minas. Há também plantas a carvão no

Nordeste do país, mas elas utilizam insumo importado. Como ocorre com a

maioria das demais termoelétricas, o despacho a carvão aumenta em momentos

de baixa precipitação. Assim, em 2013, a geração de usinas a carvão aumentou

mais de 70% para fazer frente às dificuldades do regime hidrológico nacional.

Naquele ano, as centrais elétricas de serviço público, ou seja, geradoras que não

incluem autoprodução, geraram 14 TWh de eletricidade a carvão, praticamente

o dobro da carga gerada em 2012.

O Brasil tem a sétima maior reserva de urânio (309,2 t), embora só tenha

prospectado parte de seu território367. A concentração do minério dá-se na

região Nordeste. A Eletronuclear, subsidiária integral da Eletrobras, é a

responsável pela geração nuclear no país. Para o ano de 2013, as fontes

nucleares aportaram 2,6% da geração, valor semelhante ao carvão. A geração

nuclear deverá crescer com a operação de Angra 3 em 2018.

A biomassa inclui a lenha, o bagaço de cana-de-açúcar e a lixívia. A utilização

dessa fonte tem crescido com a cogeração, sobretudo na indústria canavieira. A

cana é um recurso importante dado que o Brasil é o maior produtor mundial. O

período de safra do Centro-Sul coincide com o período seco, o que gera uma

boa complementaridade com a geração hídrica. Conforme observado na Tabela

105, a participação de biomassa na geração tem crescido, passando de 19,2 TWh

em 2008 para 39,7 TWh em 2013, um crescimento de 106,8%. Esse resultado foi,

em parte, efeito das modificações do setor elétrico que mostraremos a seguir.

Por fim, a geração eólica, seguindo o surpreendente aumento de capacidade

instalada, passou de 1,2 TWh para 6,6 TWh, um incremento de 450%. O

comportamento foi positivo por conta dos incentivos públicos às renováveis no

mercado elétrico, que incluíram compra subsidiada via tarifas feed-in.

O Brasil possui interconexões elétricas com a Argentina, o Paraguai, o Uruguai

e a Venezuela. Os sistemas elétricos venezuelano e paraguaio são

predominantemente hidráulicos, enquanto o argentino é 70% térmico. A matriz

uruguaia conta especialmente com fontes renováveis (hidrelétricas, eólicas e

biomassa).

O principal parceiro do Brasil é o Paraguai, com quem divide a UHE binacional

de Itaipu. O Paraguai não tem demanda interna para consumir integralmente

sua cota da eletricidade gerada e o Brasil consome a maior parte da energia

gerada em Itaipu.

367 Balanço Energético Nacional (2014).

155

Os intercâmbios com a Venezuela são importantes para o abastecimento do

estado de Roraima, que não está interligado ao SIN, mas conta com uma

interligação internacional de 230 kV até a UHE de Guri368.

A Tabela 106 demonstra as exportações e importações de energia elétrica do

país para o período 2008-2013. Observa-se que o Brasil é um importador líquido

de eletricidade. A carga importada variou entre 35,9 TWh e 42,9 TW, a maior

parte deste valor correspondendo à compra de energia de Itaipu pertencente ao

Paraguai. Em 2013, a carga importada registrada foi de 40,3 TWh, o que

correspondeu a 7,8% da demanda elétrica para o ano.

Tabela 106 – Importação e exportação de energia elétrica no Brasil, em TWh:

2008-2013


O Balanço Energético Nacional (2014) mediu que os volumes de variações dos

estoques, perdas369 e ajustes no setor elétrico totalizaram 93,6 TWh em 2013,

conforme constatado na a 16,4%, praticamente estável.

Tabela 107. O total de perdas no setor elétrico variou de 16,3% a 17,2%,

considerando a carga da geração elétrica de cada ano. Em 2013, a quantidade de

perdas totais caiu em relação a 2012, mesmo com o aumento da geração. De

2008 a 2013, as perdas em TWh aumentaram em 21,4%, porém em relação a

carga de cada ano o nível não teve variações significativas. O índice de perdas

passou de 16,6% para 16,4%, praticamente estável.

Tabela 107 – Variação de estoques, perdas e ajustes (Δ E+P+A) de energia

elétrica no Brasil, em TWh: 2008-2013



O sistema elétrico brasileiro é dividido em cinco subsistemas: sistemas isolados

(fora do SIN), Norte, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Sul. Essa divisão não


369 Índice presente no Balanço Energético Nacional que considera perdas técnicas, comerciais e desvios estatísticos. Compreendido como “perdas totais” do sistema elétrico brasileiro.

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Exportação 0,7 1,1 1,3 2,5 0,5 0,5

Importação 42,9 40,7 35,9 38,4 40,7 40,3

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Δ E+P+A -77,1 -79,8 -85,7 -86,7 -94,4 -93,6

% perdas (considerando

geração)16,6 17,2 16,6 16,3 17,1 16,4

156

segue criteriosamente os limites geográficos das classificações estaduais em

regiões.

Em 2013, a rede de transmissão brasileira tinha uma extensão de 116.768 km de

linhas de alta voltagem. Naquele ano, a Eletrobras era a detentora de quase

metade dos ativos de transmissão, sendo responsável por 57,290 km de

linhas370. Desse total, 93,7% são de propriedade de quatro empresas

transmissoras (Eletrobras Chesf, Eletronorte, Eletrosul e Furnas) e os 6,3%

restantes foram adquiridos em leilões em parceria com outras empresas. De

2008 a 2013, a extensão total das linhas de transmissão no Brasil passou de

91.928 km para 116.768 km, um crescimento de 27%.

O país têm 86 concessionárias de transmissão371. As novas concessões de

transmissão são atribuídas via leilão organizado pela ANEEL e têm um prazo

de 30 anos para exploração. As cláusulas estabelecem que quanto mais

eficientes forem as empresas em manutenção e operação das instalações de

transmissão, melhor será a receita obtida372.

Como observado na Tabela 108, não houve expansão de linhas de 750 kV, a

tensão máxima em território nacional, restrita à transmissão de Itaipu. As linhas

de 230 kV aumentaram 32,5% e as linhas em corrente contínua de 600kV

aumentaram em 147,9% em função do sistema de transmissão do Madeira.

Tabela 108 – Extensão total das linhas de transmissão do SIN no Brasil: 2008-

2013373

Fonte: EPE (2013) e EPE (2014)

A rede de distribuição do Brasil é composta por diversas distribuidoras com

concessões cobrindo um estado ou parte de um estado. Elas podem ter capital

público ou privado. A Tabela 109, exibe uma estimativa da extensão das linhas

de redes de distribuição. Para a formulação dessa tabela, realizou-se uma coleta

das informações fornecidas pelas próprias distribuidoras em seus relatórios

370 Eletrobras (2013) Transmissão.

371 ONS (2014) Síntese da Apuração Mensal de Serviços e Encargos de Transmissão (Jun/2014).

372 ANEEL (2015) Contratos de Concessão/Permissão.

373 A extensão dos circuitos de 600 kV CC corresponde à extensão de cada bipolo, podendo haver operação independente por polo. Para o ano de 2013, considera-se também a operação do bipolo do rio Madeira, o que explica o crescimento de 147,9% em relação a 2012.

Voltagem 2008 2009 2010 2011 2012 2013

230 kV 37.710 41.437 43.185 45.709 47.894 49.969

345 kV 9.772 9.784 10.060 10.062 10.224 10.272

440 kV 6.671 6.671 6.671 6.681 6.728 6.728

500 kV 31.868 33.196 34.356 35.003 35.726 39.123

600 kV CC 3.224 3.224 3.224 3.224 3.224 7.992

750 kV 2.683 2.683 2.683 2.683 2.683 2.683

Total 91.928 96.995 100.179 103.362 106.479 116.768

157

anuais de sustentabilidade. No entanto, esses dados não são homogêneos e

referem-se a diferentes anos, de 2012 a 2014. Para que se tenha uma noção da

abrangência dos dados em relação ao total, incluímos a participação percentual

de cada distribuidora em relação ao consumo nacional para o ano de 2013,

segundo informações da ABRADEE. Deve-se considerar o fato de que uma

distribuidora ter grande participação na carga não necessariamente significa

que haverá uma extensão maior de redes em baixa tensão. Assim, a rede mais

extensa é a da CEMIG, apesar de o Grupo AES Brasil ter a maior participação

no consumo final, especialmente pela unidade AES Eletropaulo, cuja área de

atuação é a grande São Paulo. As distribuidoras selecionadas tinham cerca de

3.083.190 km de linhas de média e baixa tensão e eram responsáveis por 93,5%

do consumo elétrico de 2013.

Tabela 109 – Extensão das linhas de distribuição no Brasil (distribuidoras

selecionadas)

Fonte: Elaboração própria a partir de dados das distribuidoras e da ABRADEE

2.1.4. Consumo

De acordo com o Balanço Energético Nacional (2014), o consumo de eletricidade

no Brasil foi de 516,3 TWh em 2013, conforme observado na Tabela 110. A

DistribuidoraExtensão de

redes (km)

Ano de

referência

% consumo

2013CEMIG 493.150 2012 7,91COPEL 189.342 2014 7,04

CPFL Energia 240.902 2013 11,57

Eletrobras 248.375 2013 4,71

CEEE Distribuição 72.138 2013 2,43

Elektro 109.194 2013 3,83

COELBA 244.418 2013 4,8

COSERN 46.346 2013 1,34

CELPE 130.762 2012 3,22

Ampla e Coelce (Endesa) 181.075 2012 5,69

CELESC 124.798 2013 4,67

CELG Distribuição 199.535 2012 3,41

CELPA 112.760 2013 2,13

EDP (Bandeirante e

Escelsa)84.432 2012 4,73

AES Brasil 108.202 2012 13,9

Light 79.000 2013 6,26

CEMAT 139.934 2012 1,89

ENERGISA Paraíba 73.716 2012 1,08

CEMAR 119.517 2013 1,6

ENERSUL 85.594 2012 1,26

Total 3.083.190 - 93,5

158

indústria respondeu por 40,7% da demanda, seguida pelas residências (24,2%) e

o comércio (16,3%).

Tabela 110 – Consumo de energia elétrica no Brasil, segundo tipo de



De 2008 a 2013, o consumo total de eletricidade no Brasil cresceu 20,5%,

passando de 428,3 TWh para 516,3 TWh. Esse desempenho pode ser atribuído

ao crescimento econômico experimentado no período, através do aumento na

renda dos consumidores residenciais, ao aquecimento do setor de serviços e à

inclusão de novos consumidores nas redes através de programas federais. A

energia elétrica corresponde a 18,1% da energia consumida no país374.

O consumo residencial passou de 95,6 TWh para 124,9 TWh, uma elevação de

30,6%. Segundo a EPE (2010), esse resultado foi possível com o aumento da

renda real e de programas de transferência de renda. Além disso, iniciativas

como o Luz para Todos ajudaram no processo de aumento do consumo por

parte dos domicílios, que foi crescente em todos os anos, até mesmo na recessão

de 2009.

O consumo industrial foi o que apresentou menor crescimento, de 6,5% entre

2008 e 2013. Na recessão de 2009, a demanda elétrica da indústria caiu 5,3%. A

indústria brasileira é sensível à volatilidade do câmbio e depende da evolução

econômica. Da mesma forma, o crescimento de 7,5% do PIB em 2010 esteve

associado a um aumento de consumo da indústria de 8,9%. O consumo

agropecuário representou 4,7% do total em 2013, tendo crescido 31% em

comparação com 2008.

O comércio e o setor de serviços apresentaram uma elevação da demanda de

35% entre 2008 e 2013. O setor de serviços foi favorecido pela política

macroeconômica de incentivo ao consumo agregado e caracteriza-se pela alta

intensidade do fator trabalho. Já o consumo do setor público cresceu 19,4% no

período, pouco abaixo do crescimento médio. O setor energético apresentou um

374 IEA (2013) Brazil: balances for 2012.

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Residencial 95,6 (22,3%) 100,6 (23,6%) 107,2 (23,1%) 112,0 (23,3%) 117,6 (23,6%) 124,9 (24,2%)

Industrial 197,2 (46,0%) 186,7 (43,8%) 203,4 (43,8%) 209,4 (43,5%) 209,6 (42,0%) 210,1 (40,7%)

Comercial 62,5 (14,6%) 66,0 (15,5%) 69,7 (15,0%) 74,0 (15,4%) 79,8 (16,0%) 84,4 (16,3%)

Público 34,6 (8,1%) 35,2 (8,3%) 37,0 (8,0%) 38,2 (7,9%) 39,8 (8,0%) 41,3 (8,0%)

Agropecuário 18,4 (4,3%) 17,7 (4,2%) 18,9 (4,0%) 21,5 (4,5%) 23,3 (4,7%) 24,1 (4,7%)

Transporte 1,6 (0,4%) 1,6 (0,4%) 1,7 (0,4%) 1,7 (0,4%) 1,9 (0,4%) 1,9 (0,4%)

Setor energético 18,4 (4,3%) 18,2 (4,2%) 26,8 (5,7%) 24,2 (5,0%) 26,4 (5,3%) 29,6 (5,7%)

Total 428,3 (100%) 426,0 (100%) 464,7 (100%) 481,0 (100%) 498,4 (100%) 516,3 (100%)

159

consumo próprio de 29,6 TWh em 2013, o que equivaleu a 5,7% da geração total

naquele ano.

2.2. Estrutura do setor elétrico no Brasil

Ao igual que em vários países de América Latina, o setor elétrico brasileiro

passou por uma profunda reforma na década de 1990. Esta reforma visava a

desverticalização da indústria elétrica nos segmentos de geração, transmissão,

distribuição e comercialização. Essa desverticalização permitiria introduzir a

concorrência naqueles segmentos que eram considerados competitivos, geração

e comercialização, enquanto os monopólios naturais, transmissão e distribuição,

deviam ser regulados pelo estado. Com esse intuito foram privatizadas varias

empresas públicas e foi criada em 1996 a Agência Nacional de Energia Elétrica

(Aneel), vinculada ao MME, para fiscalizar e regular as diferentes etapas da

indústria elétrica; e, em 1998, criou-se o Operador Nacional do Sistema Elétrico

(ONS), que executaria a administração e controle do despacho.

A característica da década de 1990 foi a discrepância entre o crescimento da

demanda elétrica e o aumento da capacidade instalada por conta dos atrasos em

obras, a ausência de novos projetos de oferta e ausência de investimentos tanto

públicos quanto privados em nova capacidade de geração. Essa discrepância

juntou-se à hidrologia crítica de 2001, baixo nível dos reservatórios,

inadimplência crescente do mercado atacadista e grande risco de déficit. Esses

fatores levaram ao racionamento de energia que ocorreu em junho de 2001em

todas as regiões com exceção da Sul, que contava com bons níveis de

reservatórios e investimentos. O racionamento terminou em fevereiro de

2002375.

Diante dessa crise, em dezembro de 2003, novas regras foram instituídas para o

modelo de comercialização de energia dando origem ao Novo Modelo do Setor

Elétrico (NMSE), que tomou quatro grandes medidas376:

a) Criação de dois ambientes de contratação no mercado atacadista: Ambiente

de Contratação Regulada (ACR) e Ambiente de Contratação Livre (ACL);

b) Mudanças institucionais, reorganizando as competências dos órgãos

públicos do setor energético e criando a CCEE;

c) Retomada do planejamento do setor através de leilões e da EPE;

d) Programas de universalização, segurança jurídica e estabilidade regulatória.

A geração é competitiva e, portanto, os agentes geradores podem vender

energia no ACR em leilões organizados pelo governo ou no ACL.

A transmissão é um monopólio natural regulado e os serviços públicos são

prestados por concessões, sendo as novas concessões atribuídas através de

375 Mauricio Tolmasquim (2011) Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro.


160

leilões. A ANEEL é a responsável por celebrar os contratos em nome do Poder

Concedente, que indicam os direitos e deveres do concessionário, além de

fiscalizar a execução do serviço prestado. As receitas recebidas pelo transmissor

são compostas de encargos de uso do sistema de transmissão, pagos por todos

os usuários da rede básica, incluindo geradores, distribuidoras e alguns

consumidores de grande porte. Desde a reforma do setor nos anos de 1990, há

livre acesso às instalações de transmissão e o sistema é operado pelo Operador

Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

A distribuição é um monopólio natural regulado. As empresas que prestam o

serviço de distribuição devem celebrar contratos de concessão com a ANEEL,

como representante do Ministério de Minas e Energia na qualidade de Poder

Concedente377, estabelecendo previamente diversas regras como , a qualidade

do serviço, continuidade, entre outras. Em caso de não atendimento às metas

estipuladas, as concessionárias sofrerão penalidades378. As distribuidoras são

remuneradas com tarifas que consideram tanto a compra de energia elétrica

quanto o serviço de transmissão e distribuição. No país, existem 24

distribuidoras privadas, 21 privatizadas, 4 municipais, 8 estaduais e 7 federais

A Figura 27 ilustra o mapa de distribuidoras e suas disposições em território

nacional de acordo com as concessões recebidas.



161

Figura 27 – Mapa de abrangência das distribuidoras de eletricidade no Brasil

Fonte: Atlas ANEEL (2005)

Atualmente, somente os consumidores livres (com consumo igual ou maior que

3 MW e cuja tensão de conexão é igual ou maior que 69 kV) podem optar por

um comercializador de energia, enquanto os consumidores regulados são

clientes cativos das distribuidoras. A comercialização é composta por agentes

com autorização de exercer a atividade de compra e venda de eletricidade no

SIN. O comercializador exerce um papel de intermediário entre geradores e

consumidores, reduzindo custos de transação e permitindo um atendimento

exclusivo às necessidades individuais. Em 2013, havia 149 comercializadores

associados à câmara de comercialização379.


No Brasil, além de entidades privadas, existem instituições criadas para zelar

pelo bom funcionamento do setor elétrico nacional:

a) Conselho Nacional de Política e Energia (CNPE)380 é um órgão assessor do

Presidente da República cuja principal atribuição é o estabelecimento de

379 CCEE (2013) CCEE ultrapassa 2,5 mil agentes.

380 CPFL Renováveis (2014) Divisão do mercado de energia elétrica brasileiro.

162

diretrizes das políticas energéticas destinadas à promoção do

aproveitamento racional dos recursos de energia;

b) Ministério de Minas e Energia (MME)381 é o órgão do Governo Federal

responsável pela condução das políticas energéticas do Brasil. Dentre suas

obrigações está a formulação e implantação de políticas para o setor

energético, de acordo com as diretrizes do CNPE. O MME deve planejar o

setor energético de forma integrada, monitorando a segurança de

suprimento e definindo ações de prevenção;

c) Comitê de Monitoramento do Setor de Energia (CMSE)382, atuando sob a direção

do MME, responde pelo monitoramento das condições de fornecimento do

sistema e pela indicação de soluções necessárias para resolver os reveses

identificados;

d) Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)383 tem por missão regular e

fiscalizar o setor elétrico de acordo com as políticas estabelecidas pelo MME.

Cabe à ANEEL, a administração das concessões de geração, transmissão e

distribuição de energia elétrica, inclusive com o controle tarifário dos

agentes que por lei tenham tarifa regulada; fiscalização da prestação de

serviços públicos pelas concessionárias, impondo multas quando

necessárias; promulgação de normas para o setor elétrico de acordo com a

legislação em vigor; implantação e regulação da exploração de fontes de

energia, inclusive hidrelétrica; promoção de licitações para novas

concessões; resolução de disputas litigiosas do setor elétrico e definição de

critérios metodológicos para determinar as tarifas de transmissão;

e) Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)384 deve coordenar e controlar as

operações de geração e transmissão no Sistema Interligado Nacional (SIN)

por meio do despacho centralizado. Está sujeito à supervisão da ANEEL.

Tem por missão assegurar aos usuários do sistema a continuidade,

qualidade e economicidade de suprimento da eletricidade. O ONS ainda

propõe ampliações das instalações na rede básica e reforços nas linhas

existentes;

f) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)385 é uma entidade sem

fins lucrativos regulada e fiscalizada pela ANEEL. A CCEE tem a missão de

viabilizar a comercialização de energia elétrica no SIN, a despeito da região

em que o agente do mercado atacadista estiver. Dentre os principais papeis

da CCEE, estão: realização, por delegação da ANEEL, de leilões públicos no

ambiente de contratação regulada (ACR); registros de contratos de






163

comercialização no ACR e no ambiente de contratação livre (ACL);

contabilização e liquidação das transações de curto prazo. É a CCEE que

calcula e divulga o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que valora o

custo do MWh no Mercado de Curto Prazo;

g) Agência Nacional de Águas (ANA)386 é responsável pela regulação da

utilização da água em corpos aquíferos sob o domínio federal. Seus objetivos

incluem a garantia da qualidade e quantidade da água para atender a usos

diversos, a implantação do Plano Nacional de Monitoramento de Recursos

Hídricos – mecanismos que ensejam o uso racional dos recursos hídricos no

país. Os rios e lagos sob domínios estaduais são de competência de órgãos

das unidades federativas;

h) Ministério do Meio Ambiente (MMA)387 tem como missão adotar princípios e

estratégias para o conhecimento, proteção, recuperação do meio ambiente, o

uso sustentável dos recursos naturais, a valorização dos serviços ambientais

e a inserção do desenvolvimento sustentável na formulação de políticas

públicas;

i) Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais do Meio Ambiente

(IBAMA)388 é uma agência ligada ao Ministério do Meio Ambiente

responsável pela licença ambiental e fiscalização de atividades que

degradam o meio ambiente no âmbito federal. O licenciamento restringe-se

às atividades que gerem impactos ambientais em dois ou mais estados, bem

como quando ultrapassem os limites territoriais do país.

j) Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES)389 é um banco

federal que proporciona financiamento de longo prazo para a realização de

investimentos em todos os segmentos econômicos, inclusive o de energia. O

apoio do BNDES ocorre por meio de financiamento de projetos de

investimentos, aquisição de equipamentos e exportação de bens e serviços;

k) Eletrobras390 é uma companhia de capital aberto e misto, controlada pelo

Governo Federal, mas com participação privada, que atua nas áreas de

geração, transmissão e distribuição de eletricidade. A empresa dá suporte a

programas estratégicos do governo, como o PROINFA, o Programa de

Eletrificação Rural e o Programa Nacional de Conservação de Energia

Elétrica. Com essa finalidade, a entidade apenas controla parte dos encargos

que incidem na tarifa elétrica aos consumidores, embora não seja de sua

competência definir a incidência tarifária. Na condição de holding, controla

grandes partes dos sistemas de geração e transmissão de eletricidade no


387 Ministério do Meio Ambiente (2014) Apresentação.


389 BNDES (2014) A Empresa.

390 Eletrobras (2010) Nosso negócio.

164

país, através de seis subsidiárias de geração, e de distribuição em

companhias da região Norte e Nordeste..

l) A Figura 28 abaixo demonstra a estrutura das organizações que compõem o

setor elétrico brasileiro.

Figura 28 – Mapeamento organizacional das instituições do setor elétrico

brasileiro

Fonte: ABRADEE (2014)

2.2.2. Mercado elétrico

O mercado atacadista brasileiro é segmentado em dois ambientes

diferenciados391:

Ambiente de contratação regulada (ACR) se destina a atender às distribuidoras.

Nesse mercado, a contratação é feita através de contratos bilaterais regulados de

longo prazo feitos entre os vendedores (geradoras e produtores independentes)

e as distribuidoras. Esses agentes participam dos leilões promovidos pelo

governo em nome das distribuidoras. Cada distribuidora deve declarar suas

necessidades de energia ao Ministério de Minas de Energia antes cada leilão, a

fim de garantir a contratação de 100% de sua demanda e o governo realiza,

através da CCEE, um leilão único para atender às necessidades de todas as

distribuidoras. Findo o leilão, a energia adquirida é dividida entre as

distribuidoras de acordo com as respectivas declarações de necessidade de

energia. Dessa forma, cada distribuidora realizam contratos de longo prazo

391 Roberto Mayo (2012) Mercados de Eletricidade. Editora Synergia.

165

(CCEAR) com todas as geradoras vencedoras. O preço resultante nesses leilões

é a base para o repasse dos custos da eletricidade a tarifas reguladas dos

consumidores cativos.

Existem os seguintes tipos de leilões para o ACR392:

a) Leilão A-5: realizado cinco anos antes do início de fornecimento; objetiva a

compra de energia de novas geradoras, especialmente usinas hidrelétricas,

com contratos de 15 a 30 anos de duração;

b) Leilão A-3: realizado três anos antes do início de fornecimento; objetiva a

compra de energia de novas geradoras, especialmente usinas térmicas, com

contratos de 15 a 30 anos de duração. O A-3 e o A-5 buscam que as

distribuidoras tenham uma carteira de usinas geradoras que combinem

custos fixos (mais altos em usinas hidrelétricas) e custos variáveis (mais

altos em térmicas convencionais) de forma eficiente;

c) Leilão A-1: realizado no ano anterior ao início de fornecimento e voltado para

a compra de energia em empreendimentos existentes ou de

comercializadoras, com contratos mais curtos, porém de prazo superior a

um ano.;

d) Leilão de ajuste: realizado até quatro meses antes do fornecimento para

complementar a carga destinada a atender os consumidores cativos. Está

limitado a 1% dessa carga, com contrato de duração máxima de 2 anos.

Após o leilão de ajuste, as diferenças que restaram entre a carga e o

montante contratado são liquidadas ao PLD no Mercado de Curto Prazo da

CCEE; O Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) será explicado na seção

“Preço da energia elétrica”.

e) Leilão de reserva: utiliza energia proveniente de usinas especiais, como

biomassa, eólicas e PCHs. O montante total que deve ser contratado desse

tipo de geração é definido pelo MME.

Desde 2004, as distribuidoras não podem firmar contratos de compra de energia

fora do ambiente dos leilões regulados. A única exceção é a compra de geração

distribuída produzida na área da concessão, com preço teto estabelecido

regulatoriamente e volume limitado a 10% do mercado.

Há também um mecanismo pelo qual as distribuidoras podem redistribuir

contratos regulados entre si o MCSD (Mecanismo de Compensação de Sobras e

Déficits). Esse instrumento permite a cessão, pelas distribuidoras, das sobras de

energia contratada para outras companhias de distribuição que precisem

complementar seus montantes de eletricidade393. A liquidação financeira é

apurada pela CCEE.


393 ANEEL (2006) Boletim de Energia – Informativo Semanal (30/11-06/12).

166

Já o Ambiente de contratação livre (ACL) se destina a atender consumidores livres

e cuja contratação é feita por contratos bilaterais, com condições livremente

acordadas entre os agentes de geração, comercialização, consumidores livres,

importadores e exportadores de energia elétrica.

No ACL, existem dois tipos de consumidores: livres e especiais394.

O consumidor livre é aquele cuja demanda é igual ou superior a 3 MW e cuja

tensão de conexão à rede tem tensão é igual ou superior a 69 kV. Para

consumidores ligados após 7 de julho de 1995, qualquer tensão é admitida.

Os consumidores livres, normalmente indústrias eletrointensivas ou

grandes plantas produtivas, podem negociar eletricidade com geradores ou

comercializadores.

O consumidor especial tem que possuir uma demanda contratada igual ou

maior que 500 kW e pode ser atendido a qualquer nível de tensão.

Diferentemente dos consumidores livres, esse consumidor só pode negociar

e adquirir eletricidade gerada através de fontes incentivadas com potência de

até 30 MW. Fontes incentivadas são pequenas centrais hidrelétricas,

termelétricas a biomassa e resíduos, usinas eólicas e empreendimentos

solares. A contratação de energia gerada por fontes incentivadas confere o

direito à redução de, no mínimo, 50% das tarifas de uso do sistema de

distribuição (TUSD). Esse mecanismo busca promover a expansão das

renováveis na matriz. Por reconhecer que as fontes solares possuem custos

mais altos, a redução no TUSD foi fixada em 80%. Para o biogás, a isenção

no TUSD é plena (100%)395.

Os contratos no ACL podem ser de curto (até seis meses), médio (de seis meses

a três anos) ou longo prazo (maior que três anos). Esses contratos são

celebrados de forma bilateral entre os agentes envolvidos. Dependendo dos

acordos feitos nos contratos de curto prazo, se pode definir um preço nominal

para a energia ou indexá-la ao PLD.

No ACL, existem leilões de compra, de venda e de balanços de carga396.

Nos leilões de compra, promovidos pelos comercializadores ou próprios

consumidores, os compradores determinam preços máximos para os lotes,

cabendo aos vendedores disputarem competitivamente, fornecendo lances

com valores decrescentes. O vencedor será, obviamente, aquele que

apresentar o menor preço. Os contratos possuem prazos estabelecidos pelos

compradores e podem ser reajustados pela inflação.

Os leilões de venda buscam disponibilizar os lotes ofertados pelas geradoras

estatais, privadas ou comercializadores aos consumidores livres. Neste caso,


395 Prime Energy (2014) Mercado livre de energia.


167

os vendedores determinam um preço mínimo por lote, enquanto os

compradores competem entre si com lances crescentes.

Os leilões de balanço de carga objetivam acertar os créditos e débitos de

eletricidade das geradoras e dos consumidores livres antes da contabilização

realizada pela CCEE. O preço mínimo estabelecido é a média mensal do

PLD no submercado respectivo acrescido de um prêmio, é o objeto de

disputa no leilão.

Há alguns instrumentos financeiros utilizados pelos agentes do mercado livre

no mercado de balcão, como os contratos a termo e os swaps397.

Contratos a termo: contratos de compra e venda de energia para entrega

futura a um preço prefixado. O prazo de entrega é variado. Através desse

instrumento, o consumidor livre pode contratar todo o seu consumo ou

parte dele, evitando exposições ao PLD, reduzindo incertezas em relação ao

custo da energia.

Swaps: integram a categoria dos derivativos. Existem diversas modalidades,

como o swap calendário, o locacional, o temporal e o de fontes de energia. O

swap calendário envolve uma troca volumes fixos de energia em diferentes

períodos. O swap locacional é voltado para agentes que possuem demanda

em um submercado, mas geração contratada em outro, exposto à diferença

de PLDs. Esse swap fornece um ajuste financeiro através do pagamento de

um bônus entre as partes e retira o risco de exposição. O swap temporal

ocorre quando um agente com montante sobrando em um patamar de carga

decide trocá-lo por um volume diferente num patamar de carga onde esteja

sobrando energia de outro agente. O swap de fontes de energia é um contrato

de troca de fontes incentivadas, com direito à redução da TUSD ou TUST.

A Figura 29 abaixo esquematiza o funcionamento dos dois ambientes do

mercado atacadista de eletricidade, sob responsabilidade da CCEE.


168

Figura 29 – Contratação nos dois ambientes de contratação de eletricidade no

Brasil

Fonte: CCEE (2014)

O mercado varejista no Brasil ainda é pequeno, pois inclui somente os

consumidores especiais, ou seja, aqueles consumidores livres que utilizam

fontes incentivas em troca de um desconto nas tarifas de uso de redes398. Como

esses usuários necessitam de um determinado nível de consumo, o mercado

livre não é aberto aos consumidores residenciais. Atualmente, não existe

nenhuma previsão de fazer com que os consumidores residenciais sejam

elegíveis a adquirir eletricidade livremente em um mercado varejista. Os

domicílios são uma demanda cativa das distribuidoras e não podem optar por

troca de comercializador. Assim, as distribuidoras acumulam o papel de

distribuição e comercialização de energia elétrica.

2.2.3. Tarifas de energia elétrica

As tarifas de baixa tensão, que inclui a totalidade do mercado residencial,

valoram a eletricidade pela quantidade de energia elétrica consumida em kWh.

Para tensões maiores o consumidor tem um pagamento vinculado à potência

contratada e outro vinculado à energia consumida. O valor que chega ao

consumidor final incorpora três componentes: a tarifa propriamente dita, que

remunera toda a cadeia de fornecimento do setor elétrico (geração, distribuição

e transmissão) os encargos e os tributos399.

Os contratos de concessão preveem três mecanismos de atualização tarifária: o

reajuste anual, a revisão tarifária e a revisão tarifária extraordinária400:




169

a) O reajuste anual visa a restabelecer a receita da concessionária e segue uma

fórmula prevista no contrato da concessionária. De forma simplificada, o

reajuste anual incorpora à tarifa a inflação verificada no ano descontada de

um fator que captura para o consumidor os ganhos de produtividade

previstos (Fator X). Além disso, o reajuste anual compensa diferenças

positivas ou negativas entre os custos não gerenciáveis (Parcela A, que inclui

a compra de energia, transmissão e encargos) previstos pelo regulador o os

custos realizados. Ele é concedido uma vez ao ano, na data de aniversário do

contrato, exceto no ano em que ocorra a revisão tarifária;

b) A revisão tarifária fixa o nível de remuneração da distribuidora e contempla,

não apenas os custos não gerenciáveis (Parcela A, isto é, energia,

transmissão, encargos), mas também os custos gerenciáveis (Parcela B), que

são atividade própria da distribuidora. A Parcela B é composta pela

remuneração do capital investido na atividade de distribuição, somada aos

custos operacionais eficientes. Os custos efetivamente apresentados pela

distribuidora não são levados em conta e sim os custos eficientes para a área

de concessão estimados pela Aneel. Esta metodologia de cálculo de tarifas

consiste em um estímulo à eficiência, pois caso a empresa consiga operar a

concessão com a qualidade necessária, mas a custos menores, ela conseguirá

obter uma lucratividade extra. Se ao contrário, os custos operacionais

ultrapassarem os custos eficientes regulatórios a lucratividade do negócio

será reduzida. A revisão Tarifária também calcula o Fator X que será

aplicado nos Reajustes Anuais subsequentes e que visa repassar para os

consumidores os ganhos de produtividade esperados, sobretudo aqueles

decorrentes do crescimento do mercado.

c) A revisão tarifária extraordinária só ocorre por solicitação da companhia e

destina-se a atender a casos em que determinada conjuntura desfavorável

possa comprometer sua sustentabilidade financeira.

d) O consumo é classificado em diversas classes: residencial, industrial,

comercial serviços, rural, poder público, iluminação pública, serviço público

e consumo próprio. Cada classe de consumidor possui uma estrutura

tarifária, de acordo com o consumo e a potência. A Tabela 111 demonstra a

evolução das tarifas médias para cada classe de consumo no Brasil, no

período de 2009-2013. Observa-se um aumento no preço da tarifa média

para todos os consumidores até 2012. Em 2013, com a introdução da MP 579,

houve uma redução superior a 10% para todas as classes de consumo.

170

Tabela 111 – Tarifa média de eletricidade por classe de consumidor –

R$/MWh: 2009-2013

Fonte: EPE (2014)

A partir de 2015, as tarifas terão o sistema de bandeiras tarifárias401. As

bandeiras verde, amarela e vermelha indicarão se a energia custará mais ou

menos, em função das condições gerais do sistema de eletricidade. O intuito é

conscientizar o consumidor sobre possíveis mudanças conjunturais e provocar

possíveis adaptações a momentos críticos. A bandeira verde indicará condições

favoráveis de geração elétrica e, portanto, a tarifa não terá acréscimos; a

bandeira amarela indica uma situação média, de condições menos favoráveis.

2.2.4. Cálculo do preço no mercado atacadista: PLD

Segundo o que já foi mencionado, no setor elétrico brasileiro existe o ACR e o

ACL. Em ambos os casos os compradores (distribuidoras ou consumidor livre

segundo seja o caso) devem assinar contratos com os vendedores (geradores).

Porém, ainda que se exija a contratação do 100% da demanda no caso das

distribuidoras por exemplo, existem diferenças entre o volume de energia

efetivamente usado e o contratado, essas diferenças são liquidadas no preço do

mercado de curto prazo, denominado Preço de Liquidação das Diferenças

(PLD)

O PLD é calculado ex-ante e considera informações como disponibilidade de

geração, vazões afluentes e carga do sistema402.

Para a base de cálculo, a CCEE conta com a parceria do ONS. O ONS determina

o custo marginal de operação (CMO) considerando o despacho econômico do

sistema. O CMO tenta fazer um melhor arranjo dos despachos hidrelétricos e

termelétricos de acordo com as condições climáticas, sempre prezando pela

segurança do atendimento à carga. Em linhas gerais, o valor contrasta o

401 ANEEL (2014) Bandeiras tarifárias.

402 CCEE (2014) Regras de Comercialização de Energia Elétrica – versão 2014.

171

benefício presente e o benefício futuro do armazenamento da água nos

reservatórios. O PLD é então determinado com base no CMO fornecido e

divulgado semanalmente, por patamar de carga e por submercado.

Até 2014, limitava-se a um determinado preço máximo (R$ 822,83/MWh) e

mínimo (R$ 15,62/MWh). Para 2015, a ANEEL aprovou novos preços: mínimo

de R$ 30,26/MWh e máximo de R$ 388,48/MWh (uma redução de 53% no valor

de teto).

A Tabela 112 demonstra a evolução do PLD para o período de 2009 a 2013.

Como observado, o PLD é bastante volátil a depender das condições

hidrológicas para o ano. Em situações hidrológicas menos favoráveis, o PLD

tende a ser mais elevado, pois o custo de despachar térmicas é maior. Em 2009,

houve o preço homogêneo de R$ 16,31/MWh para todos os subsistemas do

país. No entanto, em 2012, percebe-se um aumento relevante do PLD dada a má

condição hidrológica do período, fato que se acentuou no ano seguinte.

Tabela 112 – Evolução do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) –

R$/MWh: 2009-2013

Fonte: EPE (2013)

Em 2014, o PLD chegou ao teto em diversos momentos, apontando uma

restrição hidrológica bastante forte pela falta de chuvas e baixos níveis dos

reservatórios.


Os encargos setoriais são custos que incidem sobre o valor da tarifa elétrica

como forma de financiar programas específicos definidos pelo Governo Federal.

Os valores são determinados por meios de resoluções da ANEEL para

arrecadação por parte das distribuidoras e posterior repasse403. Os encargos

financiam a universalização de acesso à rede elétrica, o subsídio aos gastos de

combustíveis fósseis em sistemas isolados, o subsídio a tarifas sociais e a

geração por fontes renovárias. As arrecadações com encargos setoriais do setor


172

elétrico estão enunciadas na Tabela 113, cujas finalidades respectivas listadas a

seguir404.

Tabela 113 – Arrecadação dos encargos setoriais no setor elétrico brasileiro:

2004-2012

Fonte: ANEEL (2014)

a) Reserva Global de Reversão (RGR): reserva criada para prover recursos à

reversão ou encampação dos serviços de eletricidade, financiando a

expansão e melhoria desses serviços. O valor era de 2,5% dos investimentos

das concessionárias em ativos elétricos ou 3% da receita anual. A gestão

desse recurso ficava sob responsabilidade da Eletrobras. Com a Medida

Provisória 579, anunciada em 2012, essas cotas foram zeradas;

b) Conta de Consumo de Combustível (CCC): valor pago mensalmente pelos

agentes que comercializam eletricidade com o consumidor final como forma

de ratear custos de combustíveis destinados à geração termelétrica.

Considerava uma série de variáveis, como aumento do consumo, condições

hídricas e preços dos combustíveis. A CCC reembolsava a diferença entre o

custo da geração elétrica e a cobrança efetiva aos consumidores finais dos

sistemas isolados. A CCC também foi extinta com a Medida Provisória 579

sendo os subsídios assumidos pela CDE;

c) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE): equivale a 0,5% do

benefício econômico anual auferido pela distribuidora ou outros

permissionários. Tem por finalidade constituir uma receita para cobrir os

custos da ANEEL. A gestão desse recurso fica a cargo da própria

reguladora;

d) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA):

objetiva aumentar a participação de alternativas renováveis na geração

elétrica através de subsídios. A cada ano, a ANEEL publica as cotas anuais

de energia e o custo que deve ser pago por todos os agentes do SIN que

comercializam eletricidade com o consumidor final ou que pagam pela

404 ANEEL (2014) Encargos setoriais.

173

utilização das redes de distribuição. Os consumidores de baixa renda não

estão incluídos neste programa. A gestão fica a cargo da Eletrobras;

e) Cota de Desenvolvimento Energético (CDE): visa prover recursos para o

desenvolvimento energético dos estados, para a competitividade de fontes

alternativas, para universalizar a eletricidade e subsidiar tarifas de

consumidores de baixa renda além de outras classes de consumidores com

tarifa diferenciada. A gestão dos recursos fica com o MME e com a

Eletrobras. A cobrança da CDE aos consumidores foi reduzida em 75% com

a Medida Provisória 579, quando o Tesouro Nacional assumiu parte dos

subsídios;

f) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH): seu

cálculo é baseado na tarifa atualizada de referência estabelecida pela ANEEL

multiplicada por 6,75% da geração efetiva de energia de cada hidroelétrica.

Esse encargo é repartido com 10% para o governo federal, 45% para os

estados e 45% para os municípios. A arrecadação de cada estado ou

município é proporcional à área inundada para construção de reservatórios.

A gestão da arrecadação fica a cargo da ANEEL;

g) Encargos de Serviço de Sistema (ESS): destinado a cobrir os custos dos serviços

do sistema prestados aos usuários do SIN, inclusive serviços ancilares. Esses

custos incluem405: custos da geração despachada por restrições de

transmissão; reserva de potência operativa disponibilizada pelos geradores

para regulação de frequência do sistema; reserva de capacidade superior aos

valores de referência nos Procedimentos de Rede do ONS; operação dos

geradores como compensadores síncronos, regulação de tensão e esquemas

de corte de geração ou alívio de cargas;

h) Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): pagamento mensal efetuado

pelas distribuidoras de valores relativos ao custeio de atividades do ONS, o

operador do sistema. A gestão fica a cargo do próprio operador. O ONS

submete à aprovação da ANEEL seu orçamento e o valor da contribuição.

Além de encargos, existem impostos que incidem na tarifa dos consumidores de

energia, tanto residenciais como industriais. Esses tributos são:

a) Programas de Integração Social (PIS) e Contribuição para o Financiamento da

Seguridade Social (COFINS): são impostos federais que buscam manter

programas sociais e trabalhistas do Governo Federal, sob tutela do

Ministério da Fazenda;

b) Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços (ICMS): é um

imposto estadual e, portanto, apresenta valores diferenciados para cada

unidade federativa do país;

c) Contribuição do Custeio de Iluminação Pública (CIP): é um imposto municipal

voltado a compensar os custos com iluminação pública. Varia de acordo

405 ANEEL (2014) Encargos setoriais.

174

com o município. Pode ter valor fixo por classe ou variar por faixa de

consumo.

175

3. CHILE

O Chile é um país com 756.096 km2 de extensão e uma população estimada em

2012 de 17,5 milhões de pessoas406. Segundo os dados do Banco Mundial (2013),

o PIB do Chile, após ter experimentado uma queda de 1% em 2009, cresceu em

média 5,7% ao ano entre 2010 e 2012. Na Tabela 114 é possível observar o

crescimento do PIB real do Chile e o PIB per capita em valores de 2005.

Constata-se que entre 2008 e 2012 o PIB per capita real passou de US$ 8.328 para

US$ 9.447, representando um aumento de 12,7%.

Tabela 114: Crescimento do PIB real e per capita do Chile: 2008-2012


3.1. Sistema Elétrico do Chile

No Chile existem quatro sistemas elétricos diferentes que não estão

interconectados407. A Figura 30 mostra os sistemas elétricos do Chile: o Sistema

Interconectado do Norte Grande (SING), o Sistema Interconectado Central

(SIC), o Sistema Aysén e o Sistema Magallanes.


407 Segundo a publicação do jornal Economia e Negócios no dia 30 de janeiro de 2014, ainda não

existe uma interconexão entre o SIC e o SING, embora exista um projeto para construir uma linha de transmissão que conecte estes dois sistemas. (http://www.economiaynegocios.cl/noticias/noticias.asp?id=116723).

176

Figura 30: Sistema elétrico do Chile

O SING cobre as regiões I, II, III e XV. Em 2013, o SING era responsável por

21,2%408 do total da capacidade instalada do país. Aproximadamente 85%409 da

energia elétrica é comercializada no mercado livre, no qual os principais

clientes são indústrias do setor de mineração.

O SIC é o principal sistema elétrico do Chile, cobrindo a região V até a região X

e as regiões XIII e XIV. Segundo a Comissão Nacional de Energia (CNE), em

2013 o SIC possuía 77,9% da capacidade instalada do país. Sendo que 60% da

408 CNE (2013).

409 CNE (2013) dado para 2011.

177

energia deste sistema é comercializada no mercado regulado410, portanto o SIC

fornece eletricidade à maior parte da população do país.

O sistema Aysén fornece à região XI do Chile. Em 2013 tal sistema tinha

0,28%411 da capacidade instalada do país; em 2011, 84%412 da energia elétrica

deste sistema foram comercializadas no mercado regulado.

Por fim, o sistema Magallanes fornece à região XII do país. Em 2013 a

capacidade instalada deste sistema representava 0,56%413 do total do Chile,

sendo que 95%414 desta energia foi comercializada no mercado regulado.


O Chile é um país que possui oferta limitada de recursos energéticos e depende

da importação de hidrocarbonetos para atender grande parte de suas

necessidades. Esta característica se reflete na matriz elétrica, que tem

participação de 64,4% de capacidade termoelétrica (petróleo, diesel, carvão e

gás natural), embora cada um dos quatro sistemas tenha uma composição

diferente de fontes, como se pode observar na Tabela 115. As fontes hídricas

foram responsáveis por 33,8% da capacidade de geração do país em 2013.

Tabela 115: Capacidade instalada por sistema elétrico no Chiel, em GW, 2013

Fonte: CNE (2013)

Dentre os sistemas menores, o Sistema Aysén tem uma participação de fontes

hídricas e térmica mais igualitária, representando 40% e 60% respetivamente; já

o Sistema Magallanes é 100% termoelétrico.

O SING é um sistema essencialmente térmico. Em 2013, 99,2% da capacidade

instalada deste sistema pertenciam a fontes térmicas. Segundo dados do Centro

de Despacho Econômico de Carga do SING (CDEC-SING)415, nos últimos cinco

anos a capacidade instalada do SING aumentou 24,6%. As fontes que

410 CNE (2013) dado para 2011.

411 CNE (2013).

412 CNE (2013).

413 CNE (2013).

414 CNE (2013) dado para o ano 2011.

415 Memória Anual 2013 do CDEC-SING.

178

experimentaram maior crescimento foram as centrais térmicas a carvão, que

passaram de 1,2GW em 2009 para 2,1GW em 2013 (incremento de 74,16%), e as

centrais a diesel, que em 2009 tinham uma capacidade instalada de 132,1mw e

em 2013 atingiram 135,7mw (incremento de 2,7%). Desde 2002 não houve

nenhum incremento da capacidade instalada de termoelétricas a gás natural416.

Por outro lado, o SIC tem uma maior participação das fontes hídricas,

representando em 2013, 43,2% do total da capacidade instalada neste sistema.

Segundo dados do Centro de Despacho Econômico de Carga do SIC417, a

capacidade instalada deste sistema aumentou 21,2% nos últimos cinco anos,

passando de 11,4GW em 2009 para 13,8GW em 2013. Entre as fontes que

tiveram incremento significativo destaca-se em primeiro lugar a eólica, que em

2009 tinha capacidade instalada de 81,8mw e em 2013 atingiu 292,7mw,

representando um crescimento de 257,8%. As fontes térmicas aumentaram

25,8% nos últimos cinco anos, passando de 5,9GW em 2009 para 7,5GW em

2013. Finalmente, a hidroeletricidade passou de 5,3GW em 2009 para 5,9GW em

2013, o que representa um aumento de 12,2%.

3.1.2. Geração

No ano 2013 a geração de energia elétrica do Chile foi de 68,5TWh,

considerando os quatro sistemas elétricos. Segundo a CNE (2013), os sistemas

que tiveram a maior geração de eletricidade neste ano foram o SING e o SIC,

representado em 25,1% e 74,2% da geração respectivamente.

Na Tabela 116 mostra-se a geração por sistema elétrico para os últimos cinco

anos. Destaca-se que entre 2009 e 2013 a geração do SING aumentou em 15,6%,

enquanto no mesmo período a geração do SIC incrementou em 21,7%.

Tabela 116: Geração elétrica no Chile, em TWh, 2009-2013

Fonte: CNE (2013)

416 Memoria Anual 2013 CDEC-SING.

417 Anuário 2013 CDEC-SIC.

179


As redes de transmissão são analisadas para os dois maiores sistemas elétricos

do Chile, o SING e o SIC. Segundo dados da CNE (2013), em 2013, 25% da rede

estavam alocados no SING enquanto 75% pertenciam ao SIC.

Na Tabela 117, observa-se que no SING existe proporcionalmente mais redes

em alta tensão, enquanto no SIC há grande quantidade da rede de baixa tensão.

Esta característica decorre do fato de que no SING o consumo está concentrado

nas grandes empresas industriais que se conectam na rede de alta tensão. Por

outro lado, como no SIC se concentra o maior consumo residencial do Chile, o

sistema precisa de uma maior extensão de redes em média e baixa tensão.

Tabela 117: Extensão linhas de transmissão por tipo de sistema e tensão, em

km: 2013

Fonte: CNE (2013)

Os dados referentes às linhas de média e baixa tensão no Chile são de

competência da Superintendência de Eletricidade e Combustíveis. Segundo um

documento de 2011 da Emel Atacama418, com dados para 2010, o Grupo CGE

(EMEL Norte, EMEL Atacama, CONAFE, CGE Distribución, EMEL Sur,

EDELMAG) fornecia eletricidade a 2,34 milhões de clientes com 59.553

quilômetros de linhas de média e baixa tensão. Do total 50,79% correspondiam

às linhas de média tensão e 49,21% às de baixa tensão.

No Informe de Sustentabilidade da Chilectra (2011)419, a empresava contava

com 15.469 km de baixa (67,72%) e média tensão (32,28%), servindo 1,6 milhão

de clientes. No sistema de Aysén, atua a Edelaysen com 2.580 km de linhas. A

partir desses dados, podemos estimar que a rede de distribuição do Chile, com

as distribuidoras mencionadas, tinha uma extensão pouco maior que 77.600 km

para o ano de 2010.

3.1.4. Consumo

No ano 2013 o consumo total de energia elétrica no Chile foi de 63,6TWh, dos

quais 75% foram comercializados no SIC e 24,2% no SING.

418 Emel Atacama S.A (2011) Valorización de Emel Atacama S.A.

419 Chilectra (2011) Informe de Sostenibilidad 2011.

180

Na Tabela 118 se observa a evolução do consumo elétrico nos últimos cinco

anos para cada um dos quatro sistemas elétricos. Destaca-se que o SIC teve o

maior incremento da demanda entre 2009-2013, aumentando 21,2% nesse

período. O SING teve o menor crescimento da demanda, aumentando 12,8%

nos últimos cinco anos.

Embora o consumo dos sistemas Aysén e Magallanes represente conjuntamente

menos de 1% do consumo total, estes dois sistemas tiveram um aumento

considerável da demanda nos últimos cinco anos, sendo o incremento de 16%

no sistema Aysén e 13,9% no sistema de Magallanes.

Tabela 118: Consumo de eletricidade no Chile, em TWh: 2009-2013

Fonte: CNE (2013)

Tendo em vista que o SIC e o SING representam 99% do mercado de energia

elétrica, a seguir é apresentada uma análise mais detalhada destes dois sistemas

elétricos.

Demanda no SING

Segundo dados do CDEC- SING, em 2013, 45 dos 49 clientes eram grandes

empresas industriais pertencentes ao mercado livre. Destas, 28 eram empresas

de mineração.

Na Tabela 119 se observa que entre 2009 e 2011 os clientes do mercado livre

consumiram 85,6% da energia elétrica do SING.

Tabela 119: Consumo de eletricidade por tipo de cliente no SING, em TWh:

2009 – 2011

Fonte: CNE (2013)

No mercado regulado do SING existem quatro distribuidoras, que atendem

14,4% da energia elétrica deste sistema. A Tabela 120 apresenta a evolução

entre 2009 e 2012 do mercado regulado do SING para cada distribuidora.

2009 2010 2011 2012 2013

SING 13,66 13,79 14,26 14,83 15,41

SIC 39,40 41,06 43,80 46,28 47,78

AYSÉN 0,13 0,13 0,14 0,15 0,15

MAGALLANES 0,25 0,26 0,27 0,28 0,28

TOTAL 53,4 55,2 58,5 61,5 63,6

TIPO DE CONSUMIDOR 2009 2010 2011

REGULADO 1,89 1,99 2,13

LIVRE 11,77 11,80 12,13

TOTAL 13,66 13,79 14,26

181

A maior distribuidora, tanto em quantidade de clientes, quanto na energia

vendida, é a ELECDA da região de Antofogasta, que representou em 2012, 39%

dos clientes regulados do SING e 34,8% da energia comercializada.

Tabela 120: Quantidade de clientes e energia vendida em GWh por

distribuidora do SING: 2009-2012

Fonte: CNE (2013); CIER (2013)

As tarifas aplicadas pelas distribuidoras para os consumidores cativos

dependem do tipo de consumidor, existindo três categorias de clientes:

residenciais, comerciais e industriais. Na Tabela 121 observa-se que em 2012,

nas quatro distribuidoras do SING, pelo menos 90% dos clientes correspondem

à categoria residencial. Porém, em relação à energia comercializada, observa-se

que nenhuma das distribuidoras destina mais que 50% da energia ao setor

residencial. Destaca-se o caso da EMELAT, que tem 95% de seus clientes na

categoria residencial, mas vende 64% da energia para os consumidores

industriais.

Tabela 121: Consumo de energia por tipo de consumidor, em porcentagem do

total, 2012

Fonte: CIER (2013)

Demanda no SIC

Na Tabela 122 constata-se que o SIC fornece principalmente a consumidores

regulados, representando 61,1% do total da energia comercializada neste

sistema.

Tabela 122: Consumo de energia por tipo de mercado, em TWh, 2009-2011

Fonte: CNE (2013)

Clientes GWh Anual Clientes GWh Anual Clientes GWh Anual Clientes GWh Anual

EMELARI 61.616 221 63.491 235 64.867 256 65.381 255

ELIQSA 80.360 399 83.472 446 85.185 479 85.953 476

ELECDA 145.541 732 151.782 752 154.475 756 155.525 753

EMELAT 83.607 539 86.066 555 88.409 643 89.524 676

TOTAL 371.124 1.890,16 384.811 1.988,86 392.936 2.133,39 396.383 2.160,00

20122009 2010 2011

RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL

EMELARI 90,4 9,1 0,5 100,0 46,1 32,4 21,5 100,0

ELIQSA 92,8 6,9 0,3 100,0 37,7 39,9 22,4 100,0

ELECDA 94,8 4,9 0,3 100,0 48,4 31,4 20,2 100,0

EMELAT 95,2 3,8 1,0 100,0 20,9 15,0 64,1 100,0

CLIENTES ENERGIAEMPRESA

2009 2010 2011

Regulado 24,58 24,93 26,37

Livre 14,82 16,13 17,44

TOTAL 39,40 41,06 43,80

182

Segundo os dados da CNE (2013), no SIC existem 34 distribuidoras de energia

elétrica, das quais a CHILECTRA e CGE DISTRIBUCIÓN representam mais da

metade do mercado regulado, tanto em número de clientes quanto em

quantidade de energia vendida. A CHILECTRA tem 33% dos clientes e

comercializa 42% da energia do mercado regulado do SIC, e a CGE

DISTRIBUCIÓN tem 26% dos clientes e comercializa 27% da energia neste

mercado420.

Na Tabela 123 se apresentam as cinco maiores distribuidoras do SIC, mostrando

sua evolução entre 2009 e 2012, tanto em número de clientes quanto em

quantidade de energia comercializada.

Tabela 123: Quantidade de clientes e energia vendida em GWh por

distribuidora do SIC: 2009-2012

Fonte: CNE (2013); CIER (2013)

Na Tabela 124 se constata que mais de 90% dos clientes das distribuidoras

pertence à categoria de consumidor residencial. Nesta categoria comercializou-

se aproximadamente 40% da energia destinada ao mercado regulado.

Tabela 124: Consumo de eletricidade por tipo de consumidor, em

porcentagem do total: 2012

Fonte: CIER (2013)

3.2. Estrutura do setor elétrico do Chile

3.2.1. Organização do setor elétrico do Chile

O mercado elétrico chileno é composto pelas atividades de geração, transmissão

e distribuição de energia elétrica. Estas atividades são desenvolvidas por

empresas controladas em sua totalidade por capital privado, enquanto o Estado

420 CNE (2013).

Distribuidora Clientes GWh Anuais Clientes GWh Anuais Clientes GWh Anuais Clientes GWh Anuais

CHILECTRA 1.556.449 10.370 1.587.446 10.675 1.614.803 11.046 1.637.977 11.955

CGE DISTRIBUCIÓN 1.260.829 6.664 1.245.966 6.454 1.326.545 6.987 1.354.777 6.860

CONAFE 320.747 1.281 329.642 1.316 333.125 1.434 348.905 1.428

EMELECTRIC 227.648 959 224.177 978 236.880 1.050 238.556 1.056

EMETAL 23.907 83 20.716 85 25.215 94 25.396 95

TOTAL 3.389.580 19.356 3.407.947 19.507 3.536.568 20.610 3.605.611 21.394

20122009 2010 2011

RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL

CHILECTRA 91,5 7,8 0,7 100,0 34,3 36,5 29,2 100,0

CGE DISTRIBUCIÓN 96,4 3,3 0,3 100,0 38,9 22,8 38,3 100,0

CONAFE 95,1 4,0 0,9 100,0 37,5 27,5 35,0 100,0

EMELECTRIC 96,2 3,2 0,6 100,0 37,9 18,0 44,1 100,0

EMETAL 98,4 0,9 0,7 100,0 41,0 10,0 49,0 100,0

CLIENTES EnergiaEMPRESA

183

exerce as funções de regulação, fiscalização e de planejamento indicativo de

investimentos em transmissão.

Na atividade de geração todas as empresas geradoras participam de um

mercado competitivo, cujos preços buscam refletir o custo marginal de

produção.

Na atividade de transmissão, a normativa permite a existência de vários

operadores em regime de concessões não existindo uma única empresa

encarregada da operação da rede de transmissão, Segundo a normativa do

Chile, considera-se parte da rede de transmissão toda linha e subestação com

tensão maior que 23KV, todas as linhas de menor voltagem são consideradas

parte da rede de distribuição.

A regulação do setor determina que a rede de transmissão seja de acesso

liberado para todos os geradores, sendo as empresas proprietárias das linhas as

responsáveis de manter e ampliar a rede segundo a demanda existente. A

coordenação entre a geração e o uso da rede é realizada pelos operadores de

cada um dos sistemas elétricos existentes no Chile.

No segmento de distribuição elétrica, que tem características de monopólio

natural, as empresas de distribuição operam sob o regime de concessão de

serviço público de distribuição, com as tarifas e qualidade do serviço regulado

para o fornecimento aos clientes. Em 2013421 existiam no Chile 34 distribuidoras,

das quais quatro pertenciam ao SING e 27 ao SIC, sendo as restantes dos

sistemas elétricos menores.

Por fim, em relação aos consumidores, estes são classificados segundo a

demanda que possuem. Pertence a categoria de clientes regulados todos

aqueles que têm uma potência conectada menor que doismw; os clientes livres

são aqueles que têm uma potência conectada maior que esse valor.


No Chile todas as empresas que participam no setor elétrico, em todos os

segmentos da cadeia produtiva (geração, transmissão e distribuição), são

empresas privadas. Já o Estado tem o papel de regular o setor visado a

promoção da eficiência e onde possível da concorrência entre as empresas.

Neste contexto, a seguir faz-se uma breve descrição das entidades públicas

encarregadas da regulação do setor elétrico chileno422:

a) Comissão Nacional de Energia (CNE): Órgão público descentralizado e

autônomo que tem personalidade jurídica e cuja regulamentação está no

Decreto Lei N°2.224 de 1978.

421 CNE 2013.

422 CNE (2006), La regulación del segmento de distribución en Chile.

184

b) A função principal da CNE é elaborar e coordenar planos, políticas e normas

que permitam o bom funcionamento e desenvolvimento do setor energético

do Chile. Assim sendo, é o órgão encarregado do planejamento da expansão

do sistema de transmissão, embora este planejamento seja indicativo.

c) Corresponde também à CNE calcular os preços nodais que são os únicos

preços regulados em nível de geração, os pedágios de transmissão e a tarifa

de distribuição. A CNE também é responsável das normas técnicas que se

devem aplicar ao setor. A CNE está diretamente vinculada à Presidência da

República e é administrada por um Conselho Diretor formado pelos

ministros de Mineração, Economia e Defesa Nacional.

d) Ministério de Economia, Fomento de Reconstrução: Encarregado da elaboração

dos decretos pelos quais são fixadas as tarifas elétricas e os preços nodais,

baseado nos cálculos da CNE. Também estabelece, através de decretos, as

normas e regulamentos elaborados pela Superintendência ou a CNE e

autoriza as concessões para a construção de centrais hidrelétricas assim

como para empresas de distribuição.

e) Superintendência de Eletricidade e Combustíveis: Órgão público descentralizado

regido pela Lei N° 18.410 de 1985, ligado ao Ministério de Economia. A

função desta Superintendência é fiscalizar o cumprimento de todas as

disposições legais, regulamentos e normas técnicas, incluindo aquelas

referentes à qualidade dos serviços, do setor de eletricidade e combustíveis.

Além disso, é responsável em entregar concessões parciais até a concessão

definitiva e informar ao Ministério de Economia as solicitações de concessão

definitiva existentes.

f) Órgãos de Defesa da Concorrência: Encarregados de prevenir, investigar e

corrigir os atentados contra a livre concorrência dos mercados. Estes órgãos

são: o Tribunal da Defesa da Livre Concorrência e a Fiscalia Nacional

Econômica.

g) Centros de Despacho Econômico de Carga (CDEC): São órgãos que não têm

personalidade jurídica e que são regulados pelo Decreto Supremo N°

327/97. Existe um CDEC para cada um dos quatro sistemas elétricos

existentes no Chile. Os diretórios de cada uma destas entidades são

formados por empresas geradoras, empresas de transmissão, empresas de

distribuição e representantes dos clientes do mercado livre. Entre as funções

dos CDECs se destaca: preservar a segurança do serviço de eletricidade;

garantir a operação do sistema ao menor custo; programar a operação diária

do sistema elétrico; planificar a operação do sistema no médio e longo

prazo; calcular os custos marginais; e determinar e valorizar as

transferências de eletricidade entre seus membros.

h) Painel de Experts: Formado por sete profissionais determinados pelo Tribunal

da Defensa da Livre Concorrência, cujo objetivo é resolver as discrepâncias

entre as empresas do setor e entre as empresas e as instituições públicas que

atuam no setor.

185

i) Comissão Nacional de Meio Ambiente: Instituição dependente do Ministério da

Presidência, cujo objetivo é atuar como órgão de consulta, análise,

comunicação e coordenação do meio ambiente. Portanto, esta instituição é a

encarregada da avaliação dos impactos ambientais a nível nacional.


A comercialização de energia elétrica no Chile se dá através do mercado

atacadista em que os geradores comercializam a produção. O mercado

atacadista divide-se em dois sub-mercados: o mercado spot ou de curto prazo e

o mercado de contratos.

a) O mercado spot423

O mercado spot é o mercado físico em que participam somente os geradores,

colocando a energia resultante da diferença entre a geração real e a contratada.

Os excedentes e os déficits dos geradores, de acordo com seus respectivos

contratos firmados, são saldados neste mercado. Esta energia é comercializada

ao custo marginal calculado pelo CDEC de cada um dos quatro sistemas

elétricos do Chile. Dessa forma, há transferências de energia e potência entre os

geradores.

b) O mercado de contratos

Participam do mercado de contratos os geradores, as distribuidoras e os clientes

livres. Neste mercado, existem dois tipos de contratos: aqueles assinados entre

as geradoras e as distribuidoras (para os clientes regulados) e aqueles assinados

entre as geradoras e os clientes livres.

No que cabe aos contratos das distribuidoras 424, estas têm a obrigação de

contratar 100% da demanda projetada dos seus consumidores pelos três anos

seguintes. Para isso, as distribuidoras, com a antecedência definida pelo

regulador, devem licitar individualmente a quantidade de energia requerida

com as empresas geradoras. O vencedor da licitação será aquele gerador que

oferte energia ao menor preço, e o contrato deverá ter no máximo uma duração

de 15 anos. Nestas licitações se contrata blocos de energia base, uma quantidade

fixa de energia a ser consumida, e blocos de crescimento, que dependem do

aumento da demanda425. Os blocos de crescimento permitem a distribuidora ter

flexibilidade em relação à projeção da demanda, considerando que a

quantidade projetada sempre terá uma margem de erro. É preciso destacar que

423 http://www.centralenergia.cl/2011/09/20/costos-marginales-estrategias-comerciales-y-regulacion/.

424 Lei N° 20018 de 2005. Do Ministério de Economia, Fomento y Reconstrucción.

425 Piña A. Valdebenito, F (2006).

186

nem os consumidores livres nem as distribuidoras podem comprar energia

elétrica no mercado spot, pois ele é restrito aos geradores.

No mercado livre de contratos, os consumidores classificados como livres

devem assinar contratos com os geradores ou distribuidoras para o

fornecimento de sua demanda. Estes contratos não são regulados, portanto o

preço é acordado entre as partes.


Para os clientes livres o preço da energia é igual ao preço acordado no contrato

de fornecimento assinado entre o consumidor livre e o gerador ou

distribuidora. Lembrar que estes contratos não são regulados; portanto o preço

depende da negociação entre os agentes.

A tarifa dos consumidores regulados é detalhada na Lei Geral de Serviços

Elétricos de 2006426. Esta lei estabelece que a tarifa deve incluir o custo de

compra da eletricidade, definida pelos contratos assinados entre o distribuidor

e os geradores, o custo da rede de transmissão e os custos eficientes do serviço

de distribuição.

Neste sentido, tanto o custo da energia comprada dos geradores quanto o custo

da rede de transmissão são repassados diretamente ao consumidor final. O

custo do serviço de distribuição corresponde ao custo regulado segundo o Valor

Agregado da Distribuição, que representa a remuneração à empresa de

distribuição de seu investimento, custos eficientes de operação e manutenção,

gastos de administração e perdas de energia.

3.2.5 Impostos e Subsídios

No que cabe aos impostos que afetam ao setor elétrico, no Chile somente se

aplica o Imposto ao Valor Agregado (IVA) que têm uma taxa de 19%427.

Em relação aos subsídios, no Chile existe um subsídio transitório pago quando

o usuário cumpre os requisitos estabelecidos pela lei. O subsídio é

regulamentado pelo Decreto 379 de 2008 428, no qual se estabelece que os

beneficiários do subsídio devam cumprir os seguintes requisitos:

Ter uma determinada pontuação na Ficha de Proteção Social429;

426 Decreto com força de lei N°4/20018 do Ministério de Economia, Fomento y Reconstrucción.

427 CIER (2013).

428 Decreto 379 do Ministério de Economia, Fomento e Reconstrucción. Disponível em http://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=287073.

429 A Ficha de Proteção Social é um instrumento do Estado do Chile que tem o objetivo de identificar ou priorizar a população que tem direito a certos benefícios sociais, como subsídios. Desde 2007 este é o único instrumento vigente cuja pontuação é utilizada como mecanismo de acesso aos benefícios sociais.

187

Pertencer a algum dos bairros beneficiados com o subsídio, os quais estão

listados no decreto430;

Ter medidor de eletricidade, uma vez que o subsídio se materializa como

um desconto na fatura de luz;

Estar em dia no pagamento do serviço de eletricidade.

O valor do subsídio varia segundo o sistema elétrico e é aplicado diretamente

como um desconto na conta de luz uma vez identificado o número do cliente

elétrico.

430 No Decreto 379 existe uma lista de bairros (comunas) que podem se beneficiar deste subsídio.

188

4. COLOMBIA

A Colômbia é um país com área total de 1.141.748 km² e uma população que

chegou aos 47,7 milhões de habitantes em 2012431. Através da Tabela 125,

evidencia-se uma forte alta do PIB real em 2011, acompanhando o crescimento

de 4% em 2010. Em 2009, apesar da crise econômica mundial, o país conseguiu

crescer 1,7%. Em 2012, o crescimento registrado foi de 4%, o mesmo de 2010,

demonstrando um avanço sustentado.

O PIB per capita acompanhou as altas consecutivas do PIB real. Em relação a

2008, o PIB per capita em 2012 aumentou 10,96%.

Tabela 125: Crescimento do PIB real e PIB per capita, Colômbia: 2008-2012


4.1. Sistema elétrico da Colômbia

A promulgação das leis 142 (Lei de Serviços Públicos) e 143 (Lei Elétrica) de

1994 deram uma importante virada na política elétrica colombiana,

reestruturando e modernizando o setor de energia. Estabeleceu-se um modelo

de livre concorrência e propriedade privada para a prestação do serviço de

energia elétrica, o que trouxe um novo papel do Estado como entidade

reguladora, de fiscalização e controle432.

A oferta de eletricidade é transmitida através do Sistema Interligado Nacional

(SIN), enquanto regiões denominadas ZNIs (Zonas Não Interligadas) são

abastecidas com sistemas locais. O SIN cobre 1/3 do território, dando cobertura

elétrica a 96% da população. As ZNIs, que cobrem os outros 2/3 somente

suprem a demanda de 4% da população433. Na Figura 31, observa-se o mapa do

SIN, excluído as ZNIs, na Colômbia.

431 World Bank (2013).

432 Sector Eléctrico – Invierta en Colombia (Proexport Colombia 2009).


2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real 3,5 1,7 4 6,6 4


2005)3.832 3.841 3.938 4.141 4.252


(2008 ano-base = 100)100 100,23 102,76 108,06 110,96

189

Figura 31 – Sistema elétrico da Colômbia (SIN)

Fonte: UPME (2010)


A Colômbia tem uma precipitação média anual de 3.000 milímetros, superando

mais de três vezes a média mundial (900 mm) e duas vezes a média sul-

americana (1.600 mm)434. O potencial de oferta de água leva a estimar uma

capacidade potencial de 90GW. Esse valor é muito maior que capacidade

instalada total, de pouco mais de 14GW em 2012. Por outro lado, o país

consome 9 bilhões de metros cúbicos de gás ao ano. As fontes térmicas são

necessárias como respaldo para as hidrelétricas na ocorrência de fenômenos

como o El Niño, embora esse sistema cause volatilidade de preços435.

Na Tabela 126, observa-se que a Colômbia tinha 14,4GW de capacidade

instalada em 2012, dos quais 68,1% correspondiam às fontes hídricas e 31,2% às

fontes térmicas. Entre 2008 e 2012 a composição da matriz elétrica da Colômbia

não apresentou grandes variações, mantendo-se uma matriz hidrotérmica.


435 Futuros de energía eléctrica en Colombia: el advenimiento de un nuevo mercado (Electric Power) BNamericas Content – Retirado de Comisión Nacional de Energia (ES) (2012).

190

Tabela 126 – Capacidade instalada segundo fonte na Colômbia, em GW: 2008-

2012

Fonte: UPME (2009); XM (2010; 2012; 2013); MINMINAS (2011)

A participação da fonte eólica na capacidade instalada manteve-se estável em

todo o período, registrando 0,02TWh em plantas menores (até 20mw).

4.1.2. Geração

O total de energia gerada na Colômbia foi de 60,8TWh em 2012. De acordo com

a Tabela 127, a fonte hídrica foi responsável por 78,1% ou 47,5TWh. A fonte

térmica respondeu por 19,90% da geração, seguida pelos autoprodutores (1,8%)

e pela eólica, que tem a menor participação, com 0,2% do total de geração para

o ano.

Tabela 127 – Geração de energia elétrica na Colômbia, em TWh, 2008-2012

Fonte: UPME Balance Minero Energético (2013)

Considerando que a maior parte da energia gerada na Colômbia é de fontes

hídricas, a geração é influenciada por fenômenos climáticos, como o El Niño e o

La Niña, que diminuem ou aumentam a geração térmica e hídrica. Em anos em

que ocorre o El Niño, há pouca precipitação, os reservatórios tendem a ficar com

menor capacidade e as térmicas são despachadas intensamente para suprir a

demanda. Já o La Niña provoca chuvas intensas no país, aumentando a geração

hídrica. Em 2010, um ano seco, a geração térmica chegou a 30% do total,

enquanto que em 2008, um ano úmido, ficou em apenas 14,5% do total.

A Colômbia possui interligações elétricas com a Venezuela e o Equador para o

intercâmbio de energia. A maior parte das exportações é destinada ao mercado

elétrico equatoriano. Desde sua implementação, em 2003, as exportações

líquidas para o para o vizinho foram de 11,65TWh, um valor que ronda os US$

973 milhões436.

436 Informe de Operación del SIN y Administración del Mercado XM (2013).

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 9,0 (67,2%) 9,0 (66,7%) 9,0 (67,7%) 9,7 (67,4%) 9,8 (68,1%)

Térmica 4,4 (32,8%) 4,5 (33,3%) 4,2 (31,6%) 4,6 (31,9%) 4,5 (31,2%)

Outros 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,1 (0,7%) 0,1 (0,7%) 0,1 (0,7%)

Total 13,4 (100%) 13,5 (100%) 13,3 (100%) 14,4 (100%) 14,4 (100%)

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 46,2 (82,5%) 40,8 (71,7%) 40,4 (65,0%) 48,9 (79,1%) 47,5 (78,1%)

Térmica 8,1 (14,5%) 14,3 (25,1%) 18,8 (30,3%) 9,4 (15,2%) 12,1 (19,9%)

Eólica 0,0 (0,0%) 0,1 (0,2%) 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,1 (0,2%)

Autoprodutores 1,7 (3,0%) 1,7 (3,0%) 2,9 (4,7%) 3,5 (5,7%) 1,1 (1,8%)

Total 56,0 (100%) 56,9 (100%) 62,1 (100%) 61,8 (100%) 60,8 (100%)

191

Em 2013, análises de um estudo feito pela XM em conjunto com a CENACE

indicaram que a transferência máxima no sentido Colômbia-Equador é de

460MW nos períodos de demanda mínima e de 420MW nos períodos de

demanda média437. A capacidade de exportação à Venezuela pela ligação

Cuestecitas-Cuatricentenario em 230KV oscila entre 40MW e 110MW, enquanto

que na ligação San Mateo-Corozo de 230KV o intercâmbio varia entre 170MW e

275MW.

Pela análise da Tabela 128, observa-se que a Colômbia mostrou-se exportadora

líquida de energia elétrica durante todo o período considerado, de 2008 a 2012.

O país pretende ainda construir uma interligação com o Panamá, de 400mw de

capacidade438. A quantidade de energia exportada em 2012 respondeu por 1,2%

da geração para o ano.

Tabela 128 – Importação e exportação de energia elétrica na Colômbia, em

TWh: 2008-2012



Conforme mostrado na Tabela 129, a rede de transmissão na Colômbia atingiu

os 24.457 km em 2013, segundo a XM (2013). Do total, 47,8% correspondiam às

redes de tensão 220-230KV, enquanto as redes e 110-115KV detinham 42,2 % da

extensão. Por fim, as redes operativas com maior tensão do país (500KV) eram

responsáveis por 10% do total. De acordo com dados da CREG para 9 de

outubro de 2014, a extensão total de linhas de transmissão e distribuição na

Colômbia era de 608.500 km439.

Tabela 129 – Extensão das redes de transmissão no SIN da Colômbia, em km:

2013

Fonte: XM (2013)

437 Informe de Operación del SIN y Administración del Mercado XM (2013).

438 Ministerio de Minas y Energía (2014).

439 CREG (2014) Aspectos legales y regulatorios.

2008 2009 2010 2011 2012

Exportação 0,6 1,1 0,8 1,5 0,7

Importação 0 0 0 0 0

Tensão 2013

110-115 kV 10.311

138 kV 16

220-230 kV 11.693

500 kV 2.437

Total 24.457

192

De acordo com uma resolução da CREG de 2008, a taxa empregada para

remunerar os ativos existentes é de 11,5% em pesos constantes antes de

impostos, uma das maiores da América Latina440. Essa taxa é definida pelo

regulador e busca refletir o custo médio do capital da atividade de

transmissão441. Esse valor é pago pelos consumidores na tarifa de energia

elétrica, enquanto os geradores não pagam quaisquer taxas de acesso às linhas.

Antes de 2001, os custos do serviço eram partilhados entre geradores e

comercializadores, mas a partir de 2002, os comercializadores estão

encarregados de saldar 100% dos custos pelo uso da rede.442

O sistema elétrico colombiano apresentou perdas de energia elétrica que

oscilaram entre 7,4TWh (2011) e 11,2TWh (2008). Em 2012, as perdas totais de

eletricidade na Colômbia registraram 7,7TWh, 12,7% da geração

correspondente ao mesmo ano, conforme apresentado na Tabela 130.

Tabela 130 – Perdas no sistema de energia elétrica da Colômbia, em TWh:

2008-2012


4.1.4. Consumo

De acordo com os dados de 2013 da Unidad de Planeación Minero Energética

(UPME), o consumo final de energia elétrica na Colômbia para o ano de 2012 foi

de 50,9TWh, dos quais o setor residencial respondeu por 40,9% da demanda. O

setor industrial representou 30,5% do consumo final e o de serviços, 24%. Para o

mesmo ano, o consumo próprio do setor elétrico colombiano foi de 1,1TWh. A

Tabela 131 demonstra o consumo final de eletricidade de acordo com o tipo de

consumidor.

440 Análisis de la regulación y estructura tarifaria para los países de la comparación (ECSIM) (2013).

441 CIER (2012).

442 PUC Chile: Distribuición de Ingresos en Substransmisión (2012).

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 11,2 8,4 9,1 7,4 7,7

% perdas em geração 20 14,8 14,7 12 12,7

193

Tabela 131 – Consumo final de energia elétrica na Colômbia, segundo tipo de



Entre 2008 e 2012 o consumo de energia elétrica aumentou 17,6%. Na análise

por setores, as residências registraram a maior alta na demanda durante os anos

do período analisado. O consumo industrial de energia elétrica cresceu 11,5%

entre 2008 e 2012, alavancado pelas sucessivas altas do PIB real. No entanto,

constata-se uma redução da demanda da indústria por energia em 2012, em

relação ao ano anterior.

As residências obtiveram uma alta de 13,7% no consumo elétrico.

Diferentemente da indústria, os domicílios apresentaram uma demanda

crescente constante, até mesmo em 2010, ano em que houve retração do

consumo elétrico industrial. Segundo o Ministerio de Minas y Energía, a demanda

naquele ano foi impulsionada pelo mercado regulado como resposta às altas

temperaturas provocadas pelo El Niño443.

Por fim, o setor de serviços obteve alta de 20,63% no consumo de energia

elétrica entre 2008 e 2012.

4.2. Estrutura do setor elétrico na Colômbia

4.2.1. Organização do sistema elétrico da Colômbia

Nos anos de 1990, houve uma seca severa provocada pelo El Niño que

evidenciou as deficiências estruturais e normativas do setor elétrico

colombiano. Entre janeiro de 1992 e abril de 1993, a Colômbia teve de racionar

17% de sua demanda de energia elétrica, um dos cortes mais severos do

mundo444. Em função dessa crise, as reformas de 1994 envolveram regras

atrativas para o investimento privado e tornaram o setor energético colombiano

um dos mais liberalizados da América Latina.

Estabeleceu-se um novo órgão regulador, a Comisión de Regulación de Energía y

Gas (CREG), para promover a concorrência e supervisionar as empresas de

serviços públicos. Ampliou-se, consideravelmente, o sistema de transmissão

443 Ministerio de Minas y Energía – Sector Energía Eléctrica; Memorias 2011.


2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 13,9 14,2 14,1 16,1 15,5

Residencial 18,3 19,1 19,7 20,0 20,8

Serviços 10,1 11,1 11,5 11,7 12,2

Outros 1,0 1,9 2,0 2,0 2,4

Total 43,3 46,4 47,2 49,9 50,9

194

para melhorar a segurança do fornecimento houve privatização no parque

gerador da maioria das regiões. A administração do mercado atacadista foi

entregue a uma entidade privada, a XM e, por fim, criou-se um mercado de

compras em bolsa para a energia elétrica445.

Em consequência da reforma, o setor elétrico na Colômbia é dividido em

geração, transmissão, distribuição e comercialização. A transmissão e a

distribuição de energia são monopólios naturais e, portanto, regulados pela

CREG. A geração e a comercialização operam em livre concorrência.

Atualmente, dois terços da capacidade elétrica de geração estão em mãos

privadas, frente a apenas 1,6% em 1993. Porém, a maior geradora da Colômbia

pertence à empresa pública Empresas Públicas de Medellín, de propriedade do

município de Medellín, que controla a maior parte das plantas de energia

elétrica de propriedade estatal446. É importante destacar que nenhuma empresa

de geração pode adquirir participações, propriedades ou realizar fusões se o

resultado da operação for uma participação de mercado de geração acima de

25%447.

A transmissão consiste no conjunto de linhas, com seus módulos de conexão

correspondentes, que operam em tensões iguais ou superiores a 220KV. O

sistema é operado pelo Centro Nacional de Despacho (CDN) e administrado pelo

Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC). A empresa

Interconexión Eléctrica S.A. (ESP) é a principal transportadora no Sistema de

Transmissão Nacional (STN), proprietária de 75% dos ativos da rede. Há ainda

o Sistema de Transmissão Regional (STR), conformado por um conjunto de

redes regionais ou interregionais de transmissão, abaixo da tensão de 220KV.

O Sistema de Distribuição Local (SDL) é composto por redes de distribuição

municipais ou distritais que operam em tensões menores que 220KV e não

pertencem ao Sistema de Transmissão Regional (STR). A distribuição é um

monopólio natural com remuneração regulada pela CREG, baseada em critérios

de eficiência e qualidade na prestação do serviço448. Ao mesmo tempo, as

empresas proprietárias de redes de interligação, transmissão e distribuição

devem permitir a conexão e acesso a todas as empresas elétricas, geradoras e

usuários que solicitarem449.



447 EEB (2014).

448 CIER 2013.

449 Lei 143/1994.

195

A comercialização consiste na compra de energia elétrica no mercado atacadista

e sua venda aos usuários finais, regulados ou não regulados. A atividade pode

ser desenvolvida de forma exclusiva ou combinada a outras atividades do setor

elétrico, mas com a devida separação contábil entre as atividades, além de

respeitar o limite de 25% de participação no mercado.

O comercializador que atende o mercado regulado, geralmente o

comercializador do mesmo grupo do distribuidor, é remunerado mediante um

valor máximo por mercado (custo base de comercialização), que reconhece os

custos de todos os processos comerciais.

A Tabela 132 mostra o número de agentes no setor elétrico para o ano de 2013

na Colômbia, de acordo com os dados da XM.

Tabela 132 – Número de agentes no setor de energia elétrica da Colômbia:

2013

Fonte: XM (2013)


A Colômbia conta com as seguintes instituições para garantir um bom

funcionamento do setor elétrico:

a) Ministerio de Minas y Energía450 é o responsável pela direção e formulação de

políticas energéticas; dirige e coordena a geração, transmissão, distribuição e

comercialização de energia elétrica, buscando o uso racional da energia e o

desenvolvimento de fontes alternativas.

b) Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)451, vinculada ao Ministerio de

Minas y Energía, tem por objetivo planejar o setor energético e o de

mineração, bem como apoiar políticas públicas orientadas ao

desenvolvimento elétrico. A UPME coordena as informações do setor com

os agentes e partes interessadas

c) Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)452, Unidade Administrativa

Especial do Ministerio de Minas e Energia, é a reguladora do sistema

elétrico, tratando dos monopólios naturais. A entidade deve ainda promover

450 Ministerio de Minas y Energia (2012).

451 Unidad de Planeación Minero Energética (2013).

452 Comisión de Regulación de Energía y Gas (2014).

Atividade Registrados

Geradores 53

Transmissores 12

Distribuidores 31

Comercializadores 94

Total 190

196

a concorrência entre prestadores de serviços públicos, para que as operações

dos monopolistas ou de livre concorrência sejam economicamente eficientes.

A comissão tem auxílio de cinco especialistas em assuntos energéticos, de

dedicação exclusiva, escolhidos pelo Presidente da República.

d) Consejo Nacional de Operación (CNO)453, sem estar vinculado a qualquer

estatal, tem como função principal resolver, de comum acordo, os aspectos

técnicos para garantir que a operação do sistema interligado nacional seja

segura, confiável e econômica. É conformado por um representante de cada

uma das empresas de geração conectadas ao sistema interligado com

capacidade instalada superior a 5% do total nacional.

e) Comité Asesor de Comercialización (CAC)454, criado pela CREG, tem por missão

dar assistência ao funcionamento e à revisão dos aspectos comerciais do

mercado de energia atacadista. Para isso, deve apresentar os informes

solicitados pela CREG e formular propostas de regras comerciais para a

Bolsa e para a atividade de comercialização do mercado atacadista.

f) Superintendencia de Servicios Públicos (Superservicios)455 deve proteger e

promover os direitos e deveres dos usuários e prestadores do serviço de

energia elétrica. Assim, por exemplo, a Superservicios controla que os

subsídios sejam destinados de fato às pessoas de menor renda e que os

contratos firmados entre as prestadoras e os usuários sejam cumpridos em

condições uniformes.

g) XM456Compañia de Expertos em Mercados, uma filial da empresa ISA, regulada

pela CREG cujo principal negócio baseia-se na operação do Sistema

Interligado Nacional (SIN), através do Centro Nacional de Despacho, e na

administração do mercado de energia atacadista na Colômbia, incluindo as

transações internacionais de eletricidade. No setor financeiro,

conjuntamente à Bolsa de Valores de Colombia, participa na empresa

DERIVEX, que administra o mercado de derivativos de commodities

energéticas.

h) Centro Nacional de Despacho (CND)457, pertencente à XM, é o operador do

sistema, encarregado da supervisão e controle da operação integrada de

geração, interligação e transmissão no Sistema Interligado Nacional (SIN). O

CND está sujeito ao cumprimento do Código de Operação e dos Acordos

Técnicos do CNO.

i) A Figura 32 mostra a estrutura e organização do setor elétrico na Colômbia,

com as funções dos órgãos já mencionados.

453 Consejo Nacional de Operación (2014).

454 Comité Asesor de Comercialización (2014).

455 Superintendencia de Servicios Públicos (2014).

456 XM (2014).

457 Centro Nacional de Despacho (2014).

197

Figura 32 – Entidades e Instituições do setor elétrico da Colômbia

Fonte: Proexport Colombia (2010)


O Mercado de Energia Atacadista (MEM) é composto pelo conjunto de

geradores e comercializadores que operam no SIN, permitindo que os agentes

realizem transações de compra e venda de eletricidade tanto de curto como de

longo prazo458.

Nesse modelo, existe um mercado de curto prazo (Bolsa de Energia ou spot) em

que os geradores, por meio de leilões diários, oferecem preços e declaram

disponibilidade de sua energia. Os preços spot são determinados a partir das

ofertas e disponibilidade declarada pelos geradores, apresentando alta

volatilidade pela ocorrência dos fenômenos climáticos já citados.

Também existe o mercado de contratos de longo prazo, com caráter financeiro,

em que os agentes obtêm cobertura frente à alta volatilidade de preços da

energia no mercado de curto prazo. O mercado de contratos de eletricidade

caracteriza-se por negociações bilaterais de condições459. O contratos devem ser

registrados ante o administrador do mercado de energia atacadista. Não

existem restrições às formas contratuais, desde que as regras estejam claras, ou

458 Ministerio de Minas y Energía: Cargo por Confiabilidad; Esquema regulatorio para asegurar la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica en Colombia.

459 XM (2007) Mercados de Energía: de lo físico a lo financiero.

198

ao tempo de vigência de contratos bilaterais. Duas modalidades de consumo

são mais comuns: Pague o Contratado e Pague o Demandado460.

Na modalidade Pague o Contratado, o comprador compromete-se a pagar toda

a energia contratada, independentemente do consumo efetivo (semelhante ao

contrato de take or pay). Se o comprador contratou uma quantidade maior que

seus compromissos comerciais, a diferença é vendida na bolsa. Já a modalidade

Pague o Demandado cobra o consumo comercial efetivo do agente em questão.

A operação e administração do mercado estão sob-responsabilidade da empresa

XM, Compañia de Expertos em Mercados, filial da ISA, cuja atividade de operação

é executada pelo CND, enquanto o Administrador del Sistema de Intercambios

Comerciales (ASIC) encarrega-se de realizar as liquidações de todas as transações

do mercado e de administrar os contratos de energia no longo prazo461.

Além do sinal econômico dos preços de mercado, criou-se em 2006 um esquema

de expansão do parque gerador denominado “Cargo por Confiabilidad”, que se

baseia em remunerar a energia firme, aquela que os geradores podem entregar

ao sistema em condições hidrológicas críticas. O Cargo por Confiabilidad é

cobrado dos comercializadores462 e permite que os geradores tenham uma

remuneração conhecida e estável, independente das receitas obtidas pela venda

da energia no mercado de curto prazo. Este esquema garante uma renda pelas

novas plantas de geração por um prazo de 20 anos, adicional ao que recebem

pela venda de energia através de contratos e na Bolsa de Energía463. Quando o

planejador avalia ser necessário agregar nova capacidade instalada ao sistema é

realizado um leilão para contratar novos geradores que, como contrapartida, se

beneficiam dos pagamentos fixos mensais podendo também auferir receitas

com a venda da energia propriamente dita.

No relativo aos usuários de energia elétrica, diferenciam-se entre aqueles que

pertencem ao mercado regulado e aqueles que pertencem ao mercado não

regulado. Um usuário não regulado é um consumidor pessoa física ou jurídica

com uma demanda máxima superior a 0,1mw ou um consumo mensal mínimo

de 55MWh. Neste caso, as compras de eletricidade são feitas a preços

estabelecidos livremente entre o comprador e o vendedor de energia elétrica.

Todos os demais usuários que não cumpram os limites estabelecidos pela

CREG pertencem ao mercado regulado464.

Embora os clientes não regulados não tenham acesso direto à compra de

energia em Bolsa, podem escolher livremente o comercializador para efetuar,

460 CIER (2012).

461 CIER (2012).

462 CIER (2012).

463 CIER (2012).

464 EPM (2013).

199

acordando os preços. No fim de 2011, segundo a CIER (2012), o mercado livre

contava com 5.058 clientes, aproximadamente 32% da demanda elétrica. A

maioria era atendida por geradores-comercializadores (60%,

aproximadamente). No mercado regulado, os distribuidores não atuam

diretamente como compradores no mercado atacadista, papel que é

desmpenhado pelos comercializadores. Atualmente, não há obrigações para

que os comercializadores contratem antecipadamente quantidades mínimas de

energia465.

A Resolução CREG 020 de 1996 estabelece que as empresas que desenvolvem a

atividade de geração em paralelo à comercialização ou a distribuição-

comercialização, cuja demanda representar 5% do total no SIN, não poderão

suprir mais de 60% da demanda do mercado regulado com energia própria.


As tarifas residenciais de energia elétrica encontram-se estabelecidas através da

Resolução CREG 079 de 1997. Por lei, as áreas urbanas da Colômbia estão

classificadas em estratos, de 1 a 6 na escala socioeconômica. A ordem de

classificação é utilizada para determinar o nível de tarifas para a eletricidade,

água e outros serviços.

De acordo com esse sistema, os consumidores que vivem em áreas pobres (e os

usuários que utilizam pouca eletricidade) recebem o serviço elétrico e de gás

natural através de tarifas subsidiadas. Esses subsídios cruzados são financiados

quase que por completo pelos consumidores que vivem em áreas consideradas

como relativamente afluentes ou que usam mais eletricidade466. Os usuários de

estratos 5 e 6, bem como o setor industrial e o comercial (I+C), pagam uma

contribuição de 20% sobre o custo de prestação do serviço, a fim de subsidiar

consumidores dos estratos 1,2 e 3.

Pela Tabela 133, observa-se o esquema dos valores tarifários, que dependem da

classificação dos estratos.

Tabela 133 – Valor tarifário por estratos na Colômbia

Fonte: CREG (2014)

465 CIER (2012).

466 Enertolima (2014).

TARIFA VALOR

Estratos 1 e 2 CU – subsídio

Estrato 3 CU – subsídio

Estrato 4 e Oficial CU

Estrato 5, 6, I+C CU + contribuição

200

Por CU entende-se Custo Unitário de Prestação do Serviço (CU), um custo

econômico eficiente que resulta da somatória dos custos das atividades de

geração, transmissão, distribuição, comercialização e outros custos relacionados

à operação e administração do sistema interligado nacional.

A fórmula tarifária na Colômbia, tanto para as residências como para a

indústria e o comércio, incorpora os seguintes componentes467:

a) custo da compra de energia por parte do comercializador, representando o

custo da geração de energia;

b) valor do transporte energético das plantas de geração até as redes regionais

de transmissão;

c) valor do transporte das subestações do SIN até o consumidor final

(distribuição);

d) margem de comercializar a energia, incluindo os custos variáveis da

atividade de comercialização, associados ao serviço de atendimento, como

faturas, leitura, reclamações, etc.;

e) perdas de energia;

f) restrições, isto é, custo dos reveses que podem ocorrer nas redes de

distribuição.


Em primeiro lugar, vale destacar o peso do subsídio cruzado nas tarifas

elétricas dos consumidores residenciais dos estratos 5, 6 e do comércio468, que

fora explicado na seção anterior.

Além do subsídio cruzado, existem impostos que estão incluídos no custo

unitário apresentado pelas empresas: o FAER (Apoio Financeiro para a

Energização de Zonas Rurais Interligadas), o PRONE (Programa de

Normalização de Redes Elétricas) e o FAZNI (Apoio Financeiro para Zonas Não

Interligadas), que estão inclusos nos componentes de geração e transmissão.

Estes três impostos caracterizam-se da seguinte forma:

a) PRONE469: no artigo 104 da Lei do Plano Nacional de Desenvolvimento está

prevista a cobrança de $ 1/kWh transportado para servir de fonte de

financiamento ao programa;

b) FAER470: a lei 1376 de 2010, artigo 115 estabelece que o FAER se constitui de

recursos econômicos arrecadados pelo ASIC, iguais a $ 1,34 por kWh

despachado na Bolsa de Energía;

467 Codensa (2014).


469 UPME (2011).

470 UPME (2011).

201

c) FAZNI471 tem os recursos de fundos também obtidos pelo ASIC de $ 1 por

kWh despachado pela Bolsa de Energía.

A Tabela 134 mostra os valores dos impostos para o setor elétrico, que

incidiram na tarifa elétrica.

Tabela 134 – Impostos setoriais específicos vigentes na Colômbia472

Fonte: ECSIM (2013)

Além dos impostos anteriores, devem-se levar em conta outras taxas, como as

ambientais, que tributam 6% e 4% da geração hídrica e térmica,

respectivamente473. Segundo a Fedesarollo (2011), existe uma série de

contribuições ao longo da cadeia de produção da energia elétrica que distorcem

as tarifas e podem encarecer o preço para o consumidor não regulado em pouco

mais de 24% do custo da energia, já considerando as contribuições pagas

decorrentes do subsídio cruzado. Os consumidores de energia elétrica na

Colômbia não pagam o IVA, por tratar-se de um serviço público474.

471 Ministerio de Minas y Energía (Fondos FAER, FAZNI, SGR, FECF y programa PRONE) 2011.



474 Proexport: Guía Legal para Hacer Negocios en Colombia (2012).

IMPOSTO Data inicial Data final Valor ($/kWh)

1/1/2008 30/6/2011 1

1/7/2011 31/3/2013 1,34

PRONE 1/1/2008 31/3/2013 1

1/1/2008 31/12/2008 1,0127

1/1/2009 31/12/2009 1,1038

1/1/2010 31/12/2010 1,0797

1/7/2011 31/12/2011 1,1269

1/1/2012 31/12/2012 1,1855

1/1/2013 31/12/2013 1,1539

FAER

FAZNI

202

5. MEXICO

O México é um país com área total de 1.964.380 km² e uma população que

chegou aos 120,9 milhões de habitantes em 2012475. Pela Tabela 135, constata-se

uma forte queda do PIB real em 2009 por conta da crise financeira mundial. No

entanto, a partir de 2010, o PIB real tem crescido acima dos 4%, acompanhando

o crescimento econômico de outros países emergentes.

O PIB per capita acompanhou o PIB real. No período considerado, de 2008 a

2012, o PIB per capita do país cresceu 3,09%. Porém em 2009, houve uma queda

de 5,9% no PIB per capita em relação ao ano de 2008.

Tabela 135– Crescimento do PIB real e PIB per capita, México: 2008-2012


5.1. Setor elétrico do México

A eletricidade é tida como estratégica para a soberania nacional e, portanto, o

Estado controla a maior parte das atividades para o fornecimento elétrico aos

usuários finais através da Comisión Federal de Electricidad (CFE), empresa

verticalmente integrada. Porém, há expectativa uma reforma energética

impulsionada pelo Governo Federal, cujo objetivo é eliminar as barreiras à

participação privada na geração e na comercialização de eletricidade476. Na

Figura 33, observa-se a extensão do sistema elétrico mexicano.


476 Secretaría de Energía: Prospectivas del Sector Eléctrico 2013-2027.

2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real 1,4 -4,7 5,1 4 4


2005)8.276 7.788 8.085 8.308 8.532


(2008 ano-base = 100)100 94,1 97,69 100,38 103,09

203

Figura 33 – Regiões do Sistema elétrico do México:

Fonte: Comisión Federal de Electricidad (2007)477


Em matéria de sustentabilidade ambiental, no cumprimento da Lei para o

Aproveitamento de Energias Renováveis e Financiamento da Transição

Energética e a Lei Geral de Mudança Climática, prevê-se que a geração de

eletricidade através de energias não fósseis no México alcance 35% do total em

2024478.

No entanto, os derivados de petróleo continuam a ser componentes cruciais

para a economia mexicana. A abundância de recursos fósseis é a melhor

explicação para que a matriz seja essencialmente térmica.

Na Tabela 126, pode-se observar que o México possuía, em 2012, 52,53GW479 de

capacidade instalada. Do total, as fontes térmicas respondiam por 72,4%, as

hídricas por 21,9% e as nucleares por 3,1%.

477 http://www.cfe.gob.mx/ConoceCFE/1_AcercadeCFE/Lists/POISE%20documentos/Attachments/6/POISE20072016jun.pdf


479 Secretaría de Energía (SENER).

204

Tabela 136 – Capacidade instalada segundo fonte no México, em GW: 2008-

2012

Fonte: Secretaría de Energía (2013)

O México destaca-se como um dos pioneiros em aproveitamento da energia

geotérmica no mundo. Em 2010, o país tinha a quarta maior capacidade

geotérmica instalada, o único latino-americano que contava com um

conhecimento integral da energia geotérmica, isto é, desde a fase da exploração

até a de geração480. Em 2012, a capacidade instalada desse tipo de fonte era de

0,8GW, 20% a menos que em 2008. Isso se deve ao fato de uma reducão da

capacidade de producão natural, dos campos de exploração. Segundo a

Secretaría de Energía do México (SENER), em 2012, houve redução nas

capacidades geotérmicas no estado de Baja California em 75mw. A planta La

Rosalía obteve queda de 1mw e encontra-se em processo de baixa em suas

operações481. Naquele ano, as fontes geotérmicas representaram somente 1,5%

da capacidade instalada mexicana.

As eólicas mantiveram, de 2008 a 2011, 0,1GW de capacidade de geração. Em

2012, no entanto, houve um crescimento considerável, para 0,6GW, reflexo dos

esforços governamentais de apoio às eólicas no estado de Oaxaca. A Associação

Mexicana de Energia Eólica estima que o potencial eólico no país seja de

10GW482. O apoio governamental a este tipo de fonte ocorre através do Projeto

de Desenvolvimento de Energias Renováveis à Grande Escala. O objetivo é

reduzir as emissões dos gases provocadores do efeito estufa e incentivar a

geração renovável. A iniciativa consta de um mecanismo financeiro,

concedendo 1,1 centavo de dólar por kWh eólico entregue à rede, atividades de

assistência técnica para facilitar os investimentos e a criação de um mapa eólico

nacional483.

A geração é o único ramo do setor elétrico que permite a participação de entes

privados. Conforme demonstrado na Figura 34, no período de 2002-2012, a

capacidade instalada para geração elétrica de agentes privados apresentou uma

480 Secretaría de Energía: Asociación Geotérmica Mexicana, IDAE, World Energy Outlook 2011, Análise PwC.


482 Secretaría de Energía: Energia Eólica y la política energética mexicana (2007).

483 Banco Mundial: Proyecto de Desarrollo a Gran Escala de Fuentes de Energía Renovable.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 11,3 (22,1%) 11,3 (21,9%) 11,5 (21,7%) 11,4 (22,0%) 11,5 (21,9%)

Térmica 37,3 (73,0%) 37,9 (73,3%) 39,0 (73,6%) 38,1 (73,4%) 38,0 (72,4%)

Nuclear 1,4 (2,7%) 1,4 (2,7%) 1,4 (2,6%) 1,4 (2,7%) 1,6 (3,1%)

Geotérmica 1,0 (2,0%) 1,0 (1,9%) 1,0 (1,9%) 0,9 (1,7%) 0,8 (1,5%)

Eólica 0,1 (0,2%) 0,1 (0,2%) 0,1 (0,2%) 0,1 (0,2%) 0,6 (1,1%)

Total 51,1 (100%) 51,7 (100%) 53,0 (100%) 51,9 (100%) 52,5 (100%)

205

taxa média de crescimento anual de 7,7%. O registro de maior crescimento

ocorreu na cogeração, com 9,9% no dito período. Os particulares que geram

energia para usos próprios demonstraram uma redução de 2,5% na média

anual484.

Figura 34 – Evolução da capacidade instalada privada para geração elétrica no

México, por modalidade (MW): 2002-2012

Fonte: CRE

As autorizações de produção independente determinam que a geração privada

de energia elétrica deva ser obrigatoriamente vendida à CFE, legalmente

responsável por adquiri-la nos termos e condições econômicas convenientes.

5.1.2. Geração

A geração total de energia elétrica no México foi de 296,63TWh em 2012. De

acordo com a Tabela 137, naquele ano as fontes térmicas foram responsáveis

por 72,3% do total, enquanto as hídricas representaram 10,5%.

De 2008 a 2012, a geração térmica cresceu 19,3%, acompanhando o incremento

da participação de combustíveis fósseis na capacidade instalada. A geração

hídrica, por sua vez, oscilou bastante no período, de acordo com as condições

hídricas, tendo registrado uma queda de 19,5% entre o primeiro e o último ano.


206

Tabela 137 – Geração total de energia elétrica por fonte no México, em TWh,

2008-2012

Fonte: Sistema de Información Energética (Secretaría de Energía)

As fontes nucleares responderam por 3% da geração total em 2012, alcançando

os 8,8TWh. O México possui uma única planta nuclear, a Usina Nuclear Laguna

Verde, operada pela CFE, que conta com 1.610mw de capacidade485.

Observa-se, de 2008 a 2012, um salto na geração eólica explicado pela promoção

e incentivo governamental a essa energia renovável. Em 2012, os chamados

PEEs (produtores externos de energia), ou seja, geradores autorizados a

produzir energia elétrica e a vendê-la à Comisión Federal de Electricidad486,

foram responsáveis por 85,5% da capacidade instalada de geração eólica. No

mesmo ano, a categoria de Particulares, agentes que não integram o Serviço

Público Nacional e que fomentam o autoabastecimento, a cogeração e

excedentes, gerou 11,6% da eletricidade mexicana.

Com a finalidade de comercializar energia com outros países, o Sistema Elétrico

Nacional (SEN) está interligado com os Estados Unidos, Belize e Guatemala.

Essas interligações dividem-se entre as de uso permanente e as destinadas a

situações emergenciais. Parte da geração mexicana é exportada, mas também

existem importações.

Tabela 138 – Importação e exportação de energia elétrica no México, em TWh:

2008-2012


Na análise da Tabela 138, podemos constatar que o México caracterizou-se por

ser exportador líquido de energia entre 2008 e 2011. No entanto, em 2012, houve

uma inversão a essa tendência. Naquele ano, o país foi importador líquido:

importou 2,2TWh e exportou 1,1TWh.

485 EIA Mexico Overview (2014).

486 PEMEX: Servicios para Productores Externos de Energía (PEE).

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 38,9 (14,5%) 26,4 (9,9%) 36,7 (13,3%) 35,8 (12,3%) 31,3 (10,5%)

Térmica 179,9 (67,0%) 191,2 (71,7%) 193,5 (70,3%) 206,6 (70,9%) 214,6 (72,3%)

Nuclear 9,8 (3,7%) 10,5 (3,9%) 5,9 (2,2%) 10,1 (3,5%) 8,8 (3,0%)

Geotérmica 7,0 (2,6%) 6,7 (2,5%) 6,6 (2,4%) 6,5 (2,2%) 5,8 (2,0%)

Eólica 0,3 (0,1%) 0,3 (0,1%) 0,2 (0,1%) 0,4 (0,1%) 1,7 (0,6%)

Particulares 32,4 (12,1%) 31,7 (11,9%) 32,2 (11,7%) 32,1 (11,0%) 34,4 (11,6%)

Total 268,3 (100%) 266,8 (100%) 275,1 (100%) 291,5 (100%) 296,6 (100%)

2008 2009 2010 2011 2012

Exportação 1,5 1,3 1,4 1,3 1,1

Importação 0,4 0,4 0,4 0,6 2,2

207


O Sistema Elétrico Nacional (SEN) conta com uma infraestrutura que permite a

transformação, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica

por todo o México através da CFE. Não há abertura para o setor privado na

transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, estando a cargo

do Estado a provisão da eletricidade. Essa infraestrutura é operada por áreas de

controle da paraestatal, que deve garantir a confiança e integridade do sistema.

No fim de 2012, como se observa na Tabela 139, a rede de transmissão e

distribuição alcançou uma extensão de 853.490 km, o que representou um

aumento de 8.289 km em relação a 2011. As linhas de 230-400KV possuem 5,9%

de participação e as de 69-161KV correspondem a 5,7% do total. 47,8% das

linhas têm tensão menor que 34,5KV e 30,4% são linhas de baixa tensão487.

Entre 2008 e 2012, a rede expandiu 49.778 Km, com uma taxa média de

crescimento anual de 1,5%. As linhas de maior tensão, de 400KV, cresceram a

uma média anual de 3,8%.

Tabela 139 – Linhas de transmissão e de baixa tensão no México: 2008-2012

Fonte: Secretaría de Energía (2013)

Em outubro de 2009, foi expedido um decreto presidencial que extinguiu o

órgão descentralizado LyFC, cuja responsabilidade era de distribuir e vender

toda a energia elétrica consumida na região metropolitana da Cidade do México

e em alguns estados vizinhos. A liquidação da entidade ficou a cargo do

Servicio de Administración y Enajenación de Bienes (SAE), que colocou à

disposição da CFE os bens necessários para assegurar a prestação do serviço

público de energia elétrica na área mencionada488.

A rede da extinta LyFC (Luz y Fuerza del Centro) inclui níveis de tensão de

6,6KV a 400KV, além de linhas subterrâneas. Durante o ano de 2012, este

conjunto redes aumentou 0,5% de extensão (472 km a mais que no ano anterior),

contando com 86.915 km e cobrindo 10,2% da participação na rede elétrica

nacional.


488 CFE: Estados Financieros Dictaminados (2009/2010).

Tensão 2008 2009 2010 2011 2012

Extinta LyFC 74.413 74.413 75.666 86.443 86.915

Baixa tensão 245.936 250.003 253.848 257.152 259.599

2,4 kV-230 kV 434.907 439.165 444.962 451.859 456.667

230 kV 28.092 27.801 27.317 26.867 26.682

400 kV 20.364 20.900 22.272 22.880 23.627

Total 803.712 812.282 824.065 845.201 853.490

208

O sistema elétrico mexicano apresentou perdas elétricas em transmissão e

distribuição de energia que oscilaram entre 41,41TWh e 45,60TWh nos anos de

2008 a2012, conforme a Tabela 130.

Em 2012, as perdas totalizaram 44,1TWh, correspondendo a 14,9% da geração

total para o ano. No período considerado, as perdas de transmissão e

distribuição variaram entre 14,9% (2012) e 16,1% (2010).

Tabela 140 – Perdas de transmissão e distribuição do sistema de energia

elétrica do México, em TWh: 2008-2012


5.1.4. Consumo

A constante preocupação pela implementação de ações que aumentem a

eficiência energética para o aproveitamento racional e sustentável da

eletricidade na indústria e a incorporação de novas tecnologias têm gerado uma

diminuição da intensidade energética do país. As principais indústrias do

México são eletrointensivas, como as de construção (cimento), mineração e

petroquímica, mas há uma contribuição importante das têxteis e alimentícias489.

Conforme os dados (Tabela 141) do Sistema de Información Energética da

Secretaría de Energía (SENER), o consumo total de energia elétrica no México,

em 2012, foi de 233,8TWh, dos quais a indústria respondeu por 62,7% da

demanda, constituindo, de longe, o setor que mais consome eletricidade no

país. O setor residencial representou 22,6% e o comercial, 6%.

Tabela 141 – Consumo de energia elétrica no México, segundo tipo de



489 Sistema de Administración Minera: Participación el la economía de las principales industrias en México (2011).

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 41,4 42,5 44,3 45,6 44,1


2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 129 122,9 131,3 139,3 146,7

Residencial 47,4 49,2 49,4 52,5 52,8

Comercial 14,1 14,1 13,8 14,7 14

Agropecuário 8,3 9,4 8,8 11,2 10,8

Público 7,1 7,8 7,7 8,1 8,4

Transporte 1,1 1,1 1,2 1,1 1,1

Total 207,1 204,5 212,2 226,9 233,8

209

Em relação ao ano de 2008, o consumo de eletricidade aumentou 12,9% em

2012, acompanhando o crescimento econômico registrado no período. O setor

agropecuário demonstrou a maior alta no consumo, passando de 8,3TWh para

10,8TWh, um incremento de 30,1%. O resultado da demanda do setor primário

é explicado pelos incentivos governamentais ao desenvolvimento agrário,

fazendo com que o setor tenha a tarifa mais baixa e estável dos últimos 15

anos490.

O setor industrial obteve um aumento de 13,7% na demanda elétrica, passando

de 129TWh para 146,7TWh. No ano de recessão, em 2009, observou-se uma

retração de 4,7% no consumo de eletricidade por parte da indústria,

consequência da baixa produção inerente à crise. Porém, nos demais setores,

houve crescimento ou estabilidade.

As residências contaram com uma alta de 11,4% no consumo, em parte reflexo

dos esforços estatais para levar eletricidade a áreas afastadas dos centros de

carga, através de um programa de eletrificação rural. O setor comercial foi o

único que registrou retração na comparação de 2008-2012, embora próximo à

estabilidade. Em 2012, o comércio consumiu 14TWh de eletricidade frente aos

14,1TWh de 2008, o que representou uma queda de 0,7% na demanda.

5.2. Estrutura do setor elétrico no México

5.2.1. Organização do setor elétrico do México

Como mencionado, a eletricidade é tida como estratégica para a soberania

nacional e o Estado controla a maior parte das atividades para o fornecimento.

As atribuições do Estado estão estabelecidas na Constituição do México, nos

parágrafos primeiro e segundo do Artigo 25, em que se afirma que corresponde

ao Estado o desenvolvimento nacional para fortalecer a soberania através do

planejamento, condução, coordenação e orientação de atividades econômicas

que estejam relacionadas ao interesse geral. Posteriormente, o Artigo 27 é ainda

mais enfático, ao estabelecer que corresponde exclusivamente ao Estado gerar,

conduzir, transformar, distribuir e abastecer energia elétrica que tenha por

objetivo a prestação do serviço público. Por fim, o Artigo 28 precisa as funções

que o Estado deve exercer de forma exclusiva em áreas energéticas, dentre elas

a eletricidade.

Na mesma linha, a Lei de Serviço Público de Energia Elétrica (LSPEE) explicita

o objetivo da CFE, suas atribuições e responsabilidades, bem como uma

estrutura para a prestação do serviço público de energia elétrica491. Assim, a



210

CFE é definida como entidade verticalizada do governo responsável por todos

os processos elétricos, da geração à comercialização.

O setor privado pode participar nos processos de geração de energia elétrica,

graças ao Artigo 36 da LSPEE, que permite a autogeração em algumas

modalidades. Além disso, os agentes particulares atuam no setor elétrico com a

CFE e em diversos esquemas, gerando eletricidade para venda à CFE ou para

exportação.

O México iniciou um processo de reforma do setor energético em 2013. A

iniciativa da reforma pretende promover uma abertura à participação de atores

privados em projetos de geração, ampliando a oferta elétrica a um menor custo

e impulsionando o aproveitamento das energias renováveis. Pretende-se criar

um marco constitucional forte mediante reformas nos artigos 27 e 28 da

Constituição. O controle operativo do Sistema Elétrico Nacional (SEN) ficará a

cargo de um órgão público sem vinculação à CFE, na tentativa de garantir um

acesso aberto e não discriminatório às redes de transmissão e distribuição.

Porém, atualmente, a organização do setor elétrico no México caracteriza-se por

um papel fortemente verticalizado da CFE e pela permissão de participação

privada em projetos de geração, embora o Estado ainda seja responsável pela

maior parte do parque gerador.

5.2.2. Marco institucional.

Conforme demonstrado, o setor de energia elétrica no México é altamente

concentrado. No país, além dos poucos produtores privados, existem

instituições governamentais que foram criadas para zelar por um bom

funcionando do setor elétrico:

a) Comisión Federal de Electricidad (CFE)492 é a entidade paraestatal encarregada

do planejamento, geração, condução, transformação, distribuição,

comercialização e importação de energia elétrica, além de realizar as obras e

projetos de expansão e manutenção de infraestrutura para garantir o

fornecimento do serviço público. A CFE detém o controle das redes de

transmissão e distribuição e é a operadora do sistema.

b) Secretaría de Energía (SENER)493 tem como atribuições o estabelecimento e

condução da política energética e a observância de atividades das entidades

paraestatais, devendo supervisionar os órgãos públicos que integram o setor

elétrico. A SENER tem a responsabilidade de promover a participação dos

produtores privados nos termos da legislação e buscar o planejamento no

médio e longo prazo, fixando diretrizes econômicas.



211

c) Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)494, com participação da

SENER, CRE e Secretaría de Economía (SE), fixa as tarifas de energia elétrica

sob proposta da CFE, bem como seu ajuste ou reestruturação de forma que

cubra as necessidades financeiras e as de ampliação do serviço público de

eletricidade, promovendo o consumo racional de energia.

d) Comisión Reguladora de Energía (CRE)495 é o órgão regulador do setor elétrico.

A CRE foi criada por meio de um decreto presidencial em 1993496, em função

da Lei do Serviço Público de Energia Elétrica 1992 que prevê a constituição

de um órgão administrativo segregado da então Secretaría de Energía para

resolver as questões derivadas da interação entre o setor público e o

privado. Seu objetivo fundamental é o de fomentar o desenvolvimento

eficiente das atividades, tais como o fornecimento e a venda de energia

elétrica aos usuários do serviço público; a geração, exportação e importação

de energia elétrica feitas por particulares; a aquisição da energia elétrica

destinada ao serviço público e os serviços de condução, transformação e

entrega física de energia.

A participação privada em geração e importação está sujeita à autorização

prévia da CRE, que avaliará os requisitos técnicos e legais estabelecidos pela

LSPEE497. Na Figura 35, observa-se um esquema da organização do setor

elétrico do México.



496 Comisión Reguladora de Energía (2013).

497 Guía para trámites con la Comisión Reguladora para permisos de generación e importación de energía eléctrica con energías renovables, cogeneración y fuente firme (2010).

212

Figura 35 – Organização e estrutura do setor elétrico no México498


O México, por ser um mercado integralmente verticalizado, obriga os

produtores independentes de energia a vender a geração de eletricidade para a

CFE, não podendo comercializar com os consumidores finais.

No mercado de varejo podem se distinguir dois submercados que se

diferenciam pela origem da energia gerada e por seu destino499:

Vendas internas de energia elétrica: constituem-se da energia fornecida aos

usuários finais a partir dos recursos de geração do serviço público, que

inclui a energia gerada pelos produtores independentes de energia e

vendida à CFE;

Auto abastecimento: compreende a energia gerada pelos agentes privados

autorizados de autoabastecimento nas modalidades de cogeração, usos

próprios contínuos, pequena produção, importação e exportação.

Atualmente, há uma tendência para o aumento das vendas internas e para a

diminuição no auto abastecimento. Neste sentido, para 2012 as vendas internas

aumentaram 2,7% em relação ao ano de 2011, registrando uma taxa média de

crescimento no período 2002-2012 de 2,6%. Quanto ao consumo de auto

abastecimento, houve uma redução de 2,2% em 2012 com relação ao ano

anterior500.

498 Comisión Reguladora de Energía (2013).



213

5.2.4. Preço de energia elétrica

A CFE divide suas tarifas em cinco grupos de clientes: doméstico, agrícola,

industrial, comercial e de serviços. A CRE aprova as metodologias de cálculo de

compensações para a aquisição de energia excedente que se destine ao serviço

público, assim como para os serviços de condução, transformação, transmissão

e entrega de energia.

Com base na metodologia definida pela CRE e a tarifa calculada pela CFE, a

Secretaria de Fazenda e Crédito Público determina a tarifa final a ser cobrada

aos clientes e sendo uma tarifa binómica composta por um preço fixo e um

variavel. O nível dos preços variáveis cobrados dos usuários industriais e

comerciais ajusta-se mensalmente de acordo com a evolução dos preços dos

combustíveis, enquanto que os valores fixos para estes usuários e a para a

totalidade das tarifas residenciais e agrícolas ajustam-se pelos níveis gerais de

preços (evolução da inflação).

As tarifas para o fornecimento e venda de energia elétrica são classificadas de

acordo com o consumo e o nível de tensão501:

tarifas específicas, que são determinadas primeiramente pelo uso final da

energia (domésticas, por exemplo);

tarifas gerais, que são determinadas unicamente pelo nível de tensão em que

os usuários recebem o serviço (baixa, média e alta tensão);

Os preços para os domicílios são diferentes nas diferentes unidades federativas

devido aos subsídios aplicados nas regiões mais quentes do país.


No México, as tarifas de eletricidade têm preços diferentes para diferentes

consumidores em razão de subsídios concedidos pelo governo. Assim, as tarifas

domésticas e dois tipos de tarifa agrícola são subsidiadas, enquanto a tarifa

industrial e comercial não tem subsídio nenhum. Os subsídios às tarifas da CFE

são financiados em parte pelo Governo Federal502, outra parte pela própria CFE,

mediante uma redução em seu patrimônio, e também através da cobrança de

uma tarifa maior dos consumidores comerciais, industriais e domésticas de alto

consumo em uma espécie de subsídios cruzados.

Quanto aos impostos e encargos, o governo mexicano cobra 16% de IVA no

preço final da tarifa503.

501 CRE: Estructura Tarifaria del Sector Eléctrico Mexicano (2004).


503 Econotecnia: ¿Cuánto cuesta el kwh?

214

SISTEMAS ELÉTRICOS DE PAÍSES DA ASIA

1. CHINA

A República Popular da China é o país mais populoso do mundo e uma

economia emergente em rápido crescimento504. Localizada na Ásia e com área

total de 9.562.911 km², a China possui a quarta maior extensão territorial. Para o

ano de 2012, a população chegou a 1,35 bilhão de habitantes.

Como se observa na Tabela 142, entre 2008 e 2011, o crescimento médio

registrado pelo PIB real foi de 9,6%. Em 2012, o crescimento foi de 7,7% pelo

arrefecimento da produção industrial e das exportações.

A participação de investimentos no PIB total da China é elevada, chegando a

49%. A China possui uma forte ênfase no setor industrial, que responde por

45% do PIB. Para alavancar as exportações, o governo historicamente aliou

políticas de desvalorizações cambiais a incentivos fiscais nas instalações de

novas plantas e aumento de investimentos estrangeiros diretos. Segundo a

Central Intelligence Agency (CIA), a China é a maior exportadora mundial505.

Os principais produtos exportados são os industrializados e os principais

destinos de exportação são os Estados Unidos (19%), Hong Kong506 (11%), Japão

(8,3%) e Alemanha (4,4%)507.

Na Tabela 142 também se observa que o crescimento do PIB real ultrapassou

em todos os anos o crescimento populacional. Portanto, houve ganhos reais de

renda per capita. De 2008 a 2012, o PIB per capita cresceu 39,22%. Os efeitos da

crise financeira, diferentemente do ocorrido em outros países, foram evitados

pela atuação do governo, através de fortes pacotes de estímulos fiscais com foco

para a demanda interna.

504 Os dados econômicos e sociais da China foram retirados da base de dados do Banco Mundial (2013). 505 CIA (2014) Country Comparison: Exports. 506 Hong Kong é uma região administrativa especial e conta com a autonomia de assinar acordos comerciais com outros países ou organizações internacionais. A região possui uma contabilização do balanço de pagamentos separada do resto da China e sua moeda não é o yuan, mas o dólar de Hong Kong. 507 OBSERVATORY OF ECONOMIC COMPLEXITY (2015) China.

215

Tabela 142 – Crescimento do PIB real e PIB per capita, China: 2008-2012


1.1. Sistema elétrico da China

A China tem apresentando um crescimento surpreendente na demanda

energética durante os últimos anos. O país é o segundo maior consumidor de

petróleo depois dos Estados Unidos. De exportador líquido na década de 1990,

passou a ser o segundo maior importador líquido de petróleo em 2009508. A

demanda por gás natural acompanha o desenvolvimento econômico e requer

importações através de gasodutos e GNL para suprir a demanda.

A China é ainda a maior produtora, importadora e conta com quase metade do

consumo mundial de carvão. O carvão é o insumo mais importante no setor

energético chinês, respondendo por 69% do consumo de energia primária509.

Desde 2011, a China é também a maior geradora de eletricidade do mundo,

desbancando os Estados Unidos. Naquele ano, a China gerou 4.716 TWh de

energia elétrica, 8,4% a mais que os Estados Unidos510.

Na China, o setor elétrico é controlado por companhias estatais através de

holdings, embora reformas recentes tenham aberto o setor a investimentos

estrangeiros e de agentes privados na área de geração de energia elétrica511. A

reestruturação da indústria energética não foi acompanhada da introdução de

mercados competitivos ou de preços liberalizados. Não existe competição de

comercializador para os consumidores. As empresas de rede atuam como

“compradoras únicas” e fornecedoras diretas de carga aos usuários finais.

Transmissão e distribuição de energia elétrica são controladas pelo governo por

serem monopólios naturais. Não há separação entre as atividades de rede. Duas

companhias são proprietárias e operadoras dos ativos de transmissão e

distribuição: State Grid Company e Southern Power Grid Company. Juntas, essas

empresas administram as sete redes nacionais. A Figura 36 demonstra a atuação

de cada operadora no território chinês, bem como a localização das sete redes.

508 EIA (2014) China Overview. 509 EIA (2014) China Overview. 510 IEA (2013). 511 WU XUN (1998) Foreign Direct Investment in China's Power Sector: Trends, Benefits and Barriers.

2008 2009 2010 2011 2012



2005)2.403 2.611 2.870 3.122 3.345


(2008 ano-base = 100)100 108,67 119,45 129,94 139,22

216

Figura 36 – Atuação das empresas de rede na China: State Grid e Southern

Power (2012)

Fonte: SGT Research (2012) – retirado de State Grid Corp. of China


Segundo a U.S. Energy Information Administration (2013), a capacidade

instalada na China chegou a 1.174,3 em 2012. A Tabela 143 ilustra o crescimento

da matriz chinesa no período de 2008 a 2012. No ano de 2011, a capacidade

instalada era 72,5% térmica, 21,8% hídrica, 4,3% eólica, 1,2% nuclear e 0,2% de

outras fontes512.

Tabela 143 – Capacidade instalada na China, em GW (2008-2012)

Fonte: EIA (2013)

De 2008 a 2012, a capacidade instalada na China passou de 806,4 GW para

1.174,3 GW, um crescimento de 45,6%. A matriz elétrica chinesa precisou

crescer em altas taxas para acompanhar a evolução da demanda por energia

elétrica e o crescimento econômico.

Segundo a Statista (2015), a matriz elétrica da China em 2013 foi de 1.247,3 GW,

dos quais 862,4 GW (69,1%) correspondiam à capacidade de geração de fontes

térmicas, conforme demonstrado na Figura 37. As fontes hídricas somavam

22,4% da capacidade instalada, com 280 GW. A maior hidrelétrica chinesa

também é a maior do mundo: Três Gargantas, com 22,5 GW no Rio Yang-Tsé. A

conclusão da obra ocorreu em 2012. A capacidade de fontes eólicas totalizou

512 SERC (2012) Electricity and Regulatory Overview of China.

2008 2009 2010 2011 2012

Capacidade instalada

(GW)806,4 890,4 987,3 1.084,7 1.174,3

217

75,5 GW (6,1%). Já as capacidades nuclear e solar foram de 14,6 GW (1,2%) e

14,8 GW (1,2%), respectivamente.

Figura 37 – Composição da capacidade instalada na China, em GW: 2013

Fonte: Statista (2015)513

Embora seja um país com um forte predomínio termoelétrico, especialmente do

carvão, a China possui expressivos potenciais de capacidade renovável em seu

território. A China tem o maior potencial hidrelétrico do mundo. Com base na

4ª Pesquisa Nacional de Recursos Hídricos (2005), o país possui um potencial

hidrelétrico estimado em 694 GW514. Para a energia eólica, o Centro Nacional

Climático (2006), considerando uma altura de 10 m acima do chão e sem incluir

a região de Qinghai-Tibete, estimou que o potencial eólico aproveitável era de

2.548 GW (7.644 TWh em média)515. Para a energia solar, com o uso de 1% a 5%

da área desértica para a instalação de placas fotovoltaicas (120 kWh/m²), a

geração anual poderia ser de 1.296 TWh a 6.480 TWh516.

1.1.2. Geração

Segundo dados da IEA (2013), a geração total de energia elétrica na China foi de

4.994,1 TWh em 2012. Do total, as fontes termoelétricas responderam por 77,6%

da geração, seguidas pelas hidroelétricas (17,5%) e nucleares (2%).

O desenvolvimento das renováveis na China conta com incentivos

governamentais, como a tarifa feed-in. Esses detalhes serão fornecidos na seção

513 STATISTA (2015) Installed capacity of electric Power generation in China in 2013, by source (2013). 514 WEN LIU (2011) Potential of renewable energy systems in China. 515 WEN LIU (2011) Potential of renewable energy systems in China. 516 WEN LIU (2011) Potential of renewable energy systems in China.

218

“Impostos e subsídios”. A Tabela 144 ilustra a evolução da geração chinesa de

2008 a 2012.

Tabela 144 – Geração total de energia elétrica por fonte na China, em TWh,

2008-2012

Fonte: IEA (2013)

De 2008 a 2012, a geração elétrica chinesa cresceu 43,4%. O alto aumento na

geração chinesa visou ao acompanhamento da demanda elétrica aquecida pelo

desenvolvimento econômico.

A geração termoelétrica passou de 2.798,6 TWh para 3.877,4 TWh de 2008 a

2012, um aumento de 38,5%, abaixo da média nacional. O carvão continua a

desempenhar um papel-chave na geração elétrica chinesa, responsável sozinho

por 75,8% da geração para o ano de 2012517.

A geração hídrica cresceu 49% e foi potencializada pela conclusão operativa da

UHE Três Gargantas. Já a geração nuclear cresceu 42,4%, especialmente pela

operação de novas usinas. A China tem promovido a construção de

empreendimentos nucleares por operarem na base e serem opções menos

poluentes de geração termoelétrica.

A geração solar foi a que experimentou a maior elevação relativa. Em 2013, a

geração solar era 31,5 vezes maior que a de 2008. Já a biomassa teve um

incremento de geração em 204% no período, embora a participação no mix de

geração tenha crescido somente 0,5%. Por fim, a energia eólica ganhou

participação na geração entre 2008 e 2012 passando de 0,4% para 1,9% da

geração total.

O setor elétrico chinês realiza transações internacionais de carga com outros

países. A China possui interligação com a Mongólia, Rússia, Coreia do Norte,

Vietnã e Mianmar. A maior parte das importações vem da Rússia e de

Mianmar. Por outro lado, as exportações são destinadas principalmente ao

Vietnã e a Coreia do Norte518. A Tabela 145 demonstra que China foi uma

exportadora líquida de eletricidade durante todo o período entre 2008 e 2012.

517 IEA (2013). 518 CHINA ENERGY OUTLOOK (2010) Electricity import.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 585,2 (16,8%) 615,6 (16,5%) 722,1 (17,1%) 698,9 (14,8%) 872,1 (17,5%)

Térmica 2.798,6 (80,4%) 3.008,2 (80,4%) 3.332,7 (79,2%) 3.815,1 (80,9%) 3.877,4 (77,6%)

Nuclear 68,4 (2,0%) 70,1 (1,9%) 73,9 (1,8%) 86,4 (1,9%) 97,4 (2,0%)

Eólica 14,8 (0,4%) 26,9 (0,7%) 44,6 (1,1%) 70,3 (1,5%) 96,0 (1,9%)

Solar 0,2 (0,0%) 0,3 (0,0%) 0,7 (0,0%) 2,6 (0,0%) 6,3 (0,1%)

Geotérmica 0,1 (0,0%) 0,2 (0,0%) 0,2 (0,0%) 0,2 (0,0%) 0,2 (0,0%)

Biomassa 14,7 (0,4%) 20,7 (0,5%) 33,8 (0,8%) 42,3 (0,9%) 44,7 (0,9%)

Total 3.482,0 (100%) 3.742,0 (100%) 4.208,0 (100%) 4.715,8 (100%) 4.994,1 (100%)

219

Tabela 145 – Importação e exportação de energia elétrica na China, em TWh:

2008-2012

Fonte: IEA (2013)


Duas companhias são responsáveis por todos os ativos de transmissão e

distribuição no país: State Grid Corporation e China Southern Power Grid. A

atuação de cada companhia é limitada pela geografia: a State Grid é responsável

pela porção norte, enquanto que a Southern Power administra as linhas do Sul,

conforme já demonstrado pela Figura 36. A Tabela 146 abaixo demonstra a

evolução da rede de transmissão na China de 2008 a 2012. Em 2012, a rede de

transmissão chinesa contava com 878.644 km de linha com níveis de tensão de

110 kV ou acima. Desse valor, a State Grid era responsável por 81,2%. De 2008 a

2012, a extensão de linhas em alta voltagem na China cresceu 41,4%.

Tabela 146 – Evolução da extensão de linhas de transmissão na China: 2008-

2012

Fonte: Southern Power Grid (2012) e State Grid (2012 e 2013)

De acordo com o China Electricity Council (2012), a China possuía 505.812

quilômetros de linhas em alta tensão com capacidade de 220 kV ou acima519.

Quanto à distribuição, a extensão das linhas na voltagem de 35 kV e 10 kV da

State Grid Corporation era de 3.741.500 km em 2012520. Embora haja níveis mais

baixos de tensão, não foram encontrados outros dados.

A contabilização de perdas feita pela IEA (2013) estima que a China perdeu

cerca de 5,8% da geração total para o ano de 2012. em 2008, esse valor era de

6,1%, conforme a Tabela 147. Como a geração tem aumentado muito em um

curto espaço de tempo, as perdas também cresceram em valores absolutos.

Ainda assim, o índice de perdas elétricas é considerado baixo na comparação

com outros países emergentes.

519 CHINA ELECTRICITY COUNCIL (2012) Distribution/Grids. 520 STATE GRID (2013) Development Trends for Electricity Distribution Systems in China.

2008 2009 2010 2011 2012

Exportação 16,6 17,4 19,1 19,3 17,7

Importação 3,8 6 5,5 6,6 6,9

Transmissão (110 kV ou maior)

State Grid Corp. 496.332 561.456 618.837 655.131 713.081

Southern Power Grid 124.950 139.286 151.899 163.404 165.563

Total (km) 621.282 700.742 770.736 818.535 878.644

2011 20122008 2009 2010

220

Tabela 147 – Perdas totais do sistema de energia elétrica da China, em TWh:

2008-2012

Fonte: IEA (2013)

1.1.4. Consumo

Segundo a IEA (2013), o consumo de eletricidade na China em 2012 foi de

4.128,1 TWh, conforme observado na Tabela 148. Desse valor, a indústria

respondeu por 67,7%. A economia chinesa é altamente industrial e os grandes

consumidores, como mineradoras e indústrias pesadas, respondem por mais da

metade do consumo de energia elétrica no país. Com uma população que

ultrapassa 1,3 bilhão de pessoas, o consumo residencial em 2012 foi de 621,9

TWh, representando somente 15,1%. Outros setores significativos no consumo

de energia elétrica são o de serviços – 5,9% da demanda –, agricultura (2,5%) e

transportes (1,2%).

Tabela 148 – Consumo de energia elétrica na China, segundo tipo de


Fonte: IEA (2013)

De 2008 a 2012, o consumo de energia elétrica na China passou de 2.845 TWh

para 4.128,1 TWh, um aumento de 45,1%.

O consumo industrial cresceu durante todo o período de análise, a despeito da

crise financeira mundial. O governo chinês atuou fortemente com incentivos

fiscais para amenizar o impacto da crise no dinamismo econômico do país.

Assim, de 2008 para 2009, o consumo da indústria cresceu 5,7%. De 2008 para

2012, o consumo industrial aumentou 44,9%.

Com a integração de novos consumidores residenciais à rede elétrica, num

esforço do governo chinês para universalizar o consumo da eletricidade, houve

também aumento no consumo dos domicílios. Vale destacar que o ganho real

do PIB per capita no período também auxiliou o desempenho da demanda. De

2008 a 2012, o consumo desses clientes registrou um incremento de 41,5%.

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 213,8 225,8 256,8 270 289,6

% perdas em geração 6,1 6 6,1 5,7 5,8

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 1.927,5 (67,7%) 2.037,0 (66,4%) 2.362,9 (68,5%) 2.654,4 (68,7%) 2.793,8 (67,7%)

Residencial 439,6 (15,4%) 487,2 (15,9%) 512,5 (14,8%) 562,0 (14,6%) 621,9 (15,1%)

Serviços 152,9 (5,4%) 168,5 (5,5%) 192,0 (5,6%) 220,5 (5,7%) 244,3 (5,9%)

Agricultura 88,7 (3,1%) 94,0 (3,1%) 97,6 (2,8%) 101,3 (2,6%) 101,2 (2,5%)

Transporte 29,9 (1,1%) 32,6 (1,1%) 39,8 (1,2%) 46,4 (1,2%) 52,0 (1,2%)

Outros 206,4 (7,3%) 246,3 (8,0%) 246,0 (7,1%) 278,0 (7,2%) 314,9 (7,6%)

Total 2.845,0 (100%) 3.065,6 (100%) 3.450,8 (100%) 3.862,6 (100%) 4.128,1 (100%)

221

Já o setor de serviços também se desenvolveu com o aquecimento do mercado

doméstico, apresentando alta de 59,8% no consumo de eletricidade durante o

período de análise.

A agricultura é uma atividade importante na economia chinesa. Segundo o

Banco Mundial (2014), cerca de 47% da população chinesa ainda reside no

campo. O consumo elétrico desse setor cresceu 14,1%.

Com a migração da população para centros urbanos, o sistema ferroviário e o

metropolitano foram desenvolvidos através de novos investimentos. O setor de

transportes apresentou o maior crescimento relativo do consumo elétrico na

comparação de 2008 e 2012: 73,9%. Outras formas de consumo não-

especificadas contribuíram com 7,6% do total em 2012.

O consumo do próprio setor energético na China em 2012 chegou a 565 TWh.

Somente esse valor é maior que todo o consumo elétrico brasileiro para o

mesmo ano. Acompanhando o desempenho positivo de outras atividades

econômicas, o setor energético teve um aumento do consumo consistente,

passando de 410,4 TWh para 565 TWh, ou 37,6%. A Tabela 149 ilustra a

evolução do consumo para a indústria energética entre 2008 e 2012.

Tabela 149 – Consumo de próprio setor energético na China, em TWh: 2008-

2012521

Fonte: IEA (2013)

1.2. Estrutura do setor elétrico da China

1.2.1. Organização do setor elétrico na China

Historicamente, o Ministério da Energia Elétrica atuou como formulador de

políticas energéticas, regulador e operador do sistema elétrico chinês. Através

do Ministério, as províncias chinesas detinham monopólios integrados em

transmissão, distribuição e comercialização em suas jurisdições específicas522.

Na geração, o governo buscou investir na expansão da capacidade instalada

com financiamentos suportados principalmente por bancos públicos. Já no

início da década de 1990, o governo promulgou uma série de regulações que

pretenderiam encorajar o investimento estrangeiro direto do setor privado na

área de energia elétrica.

521 A IEA calcula erros estatísticos possíveis para cada ano de divulgação do balanço energético. No caso da China, os valores são os seguintes: 2012 (1,4 TWh); 2011 (0 TWh); 2010 (6,3 TWh);

2011 (0,3 TWh); 2008 (0,1 TWh). Esses valores são pouco representativos se comparados à geração total. 522 ANDREWS-SPEED et al.

2008 2009 2010 2011 2012

Consumo do setor 410,4 439,2 486,7 570,2 565

222

Em 1997, a State Power Corporation of China (SPCC) foi criada para assumir as

funções administrativas do Ministério de Energia Elétrica – aquelas

relacionadas às companhias elétricas. As empresas provinciais passaram a ser

subsidiárias da SPCC. Assim, a estatal SPCC detinha a maior parte da

infraestrutura de redes e concentrava 50% da capacidade de geração. O restante

era propriedade de uma variedade de empresas públicas de todas as esferas523.

Entre 1998 a 2002, várias medidas foram tomadas para reorganizar a SPCC,

como a tentativa de separação dos ativos de geração e redes. Embora o governo

tenha saído parcialmente da administração operacional da indústria elétrica, o

monopólio SPCC continuava a dominar o setor.

Em 2002, com os problemas políticos internos, o órgão mais importante do

governo, Conselho de Estado, assumiu o controle do processo de reforma do

setor elétrico, em uma centralização de tarefas.

Assim, cinco anos depois de criada, a SPCC foi segmentada em 2002. O objetivo

era reduzir a concentração de propriedade em ativos de geração e redes. A

empresa foi desverticalizada e cinco empresas que só atuariam no segmento de

geração, assim foram criadas: Huaneng Power Group, Datang Corporation,

Huadian Corporation, Guodian Corporation, Power Investiment Corporation. No

momento da separação, nenhuma empresa poderia deter mais de 20% da

capacidade instalada em cada um dos mercados regionais. No ano de 2010,

essas empresas eram responsáveis por metade da capacidade de geração da

China. O restante era de diversas empresas públicas, com ou sem envolvimento

de uma das cinco companhias do ex-monopólio. Algumas são estatais e atuam

nacionalmente, como a Corporação de Três Gargantas, Grupo Shenhua e a

Corporação Nuclear da China. No entanto, outras atuam apenas em uma

determinada área, sendo propriedade dos governos locais.

Existem geradoras privadas no país. Elas instalaram-se principalmente durante

a década de 1990, quando o governo chinês celebrava alguns acordos de

concessão em processos competitivos para estimular o investimento estrangeiro

direto. Este é o caso, por exemplo, da Usina Laibin B (720 MW, carvão), 100%

propriedade da EDF, licitada em 1996 e ainda ativa524. Esse método ainda

continua acontecendo, principalmente para o desenvolvimento renovável. No

entanto, geradoras privadas são pouco expressivas. Com o aumento das receitas

públicas, o fortalecimento de geradoras estatais (que têm fácil acesso de crédito)

e o impacto da crise de 2008 nas finanças das empresas estrangeiras, o setor

público consolidou-se na cadeia de geração.

Em transmissão e distribuição, duas companhias foram criadas como

proprietárias e operadoras do sistema chinês: State Grid Company (SGCC) e

523 ANDREWS-SPEED et al. 524 Banco Mundial (2011) PPP Insights - The Expansion of China’s Generation Capacity.

223

Southern China Power Grid (SCPG)525. A State Grid seria responsável pela

maior parte do território e pelas linhas de transmissão inter-regionais. Já a

Southern Power passaria a atuar no sul da China. No entanto, a distribuição

não foi separada da transmissão e a função de despacho não foi separada da

propriedade dos ativos. As empresas de transmissão são as mesmas de

distribuição e comercialização de energia elétrica.

A State Grid e a Southern Power possuem subsidiárias regionais e provinciais.

A hierarquia do sistema de redes na China é apresentada na Figura 38. Existem

sete redes interprovinciais administradas por companhias regionais: North

China Grid, Northeast China Grid, Central China Grid, East China Grid,

Northwest China Grid, South China Grid e Sichuan/Chongqing, bem como

quatro redes provinciais independentes: Shandong, Xinjiang, Hainan e

Tibete526.

Figura 38 – Hierarquia do sistema de redes na China após as reformas do

setor elétrico

Fonte: ZHU, YANG, FAN, WEI, GAN (2005)

Entre 2002 e 2005, o Conselho de Estado continuou a atuar ativamente nas

reformas. Nesse período, o intuito foi a criação de novas agências públicas

responsáveis pela regulação da indústria energética, redistribuição de funções e

criação de novas competências no funcionalismo.

A medida mais importante foi a criação da State Electricity Regulatory

Commission (SERC) em 2002, subordinada ao Conselho com uma série de

responsabilidades estratégias e regulatórias. No entanto, a regulação tratada é a

técnica, ou seja, para garantir a confiabilidade do fornecimento de energia. A

SERC poderia investigar comportamentos anti-competitivos ou irregulares no

mercado elétrico e até arbitrar litígios entre companhias, mas apenas poderia

sugerir valores tarifários. A autoridade para determinação de preços das tarifas

reguladas continuaria a ser o departamento de precificação da Nacional

Development and Reform Commission (NDRC)527.

525 ANDREWS-SPEED et al. 526 ZHU (2005). 527 ANDREWS-SPEED et al.

224

A SERC foi responsável por criar mercados-teste no atacado, como forma de

praticar o funcionamento de um novo mercado elétrico no país. Três mercados

foram criados a partir de 2004, no Nordeste, Leste e Sul da China. Por uma série

de acontecimentos e restrições internas que serão anunciados na seção

“Mercado elétrico”, o prosseguimento desses mercados, ou fortalecimento, foi

impedido e eles foram desativados.

Contudo, os apagões em 2005 levaram a um novo posicionamento do governo

chinês: mudar o foco da implantação de uma reforma de liberalização para a

garantia da segurança do fornecimento aos consumidores finais, especialmente

através da expansão da capacidade de geração. O período entre 2005-2012 foi

caracterizado pelo aumento dramático da demanda elétrica em todos os setores

de consumo, levando à estagnação do processo de reformas liberais.

As empresas de energia passaram a privilegiar o aumento da capacidade de

geração e garantia de fornecimento, enquanto o governo estudava formas de

promover a eficiência energética e energias renováveis para compensar a

emissão de gases poluidores. O Estado estabeleceu metas de economia

energética para indústrias eletrointensivas através da NDRC já em 2004, a fim

de reduzir a intensidade energética em 20%, de 2005 a 2010. Além disso,

objetivando estimular o crescimento da capacidade instalada, houve fácil acesso

a capital de baixo custo528. Como resultado, a capacidade instalada no país

dobrou entre 2002 e 2007, passando de 363 GW para 725 GW, e continua a

crescer a altas taxas529.


Na China, as entidades criadas para garantir um bom funcionamento do setor

elétrico são as seguintes:

a) Conselho de Estado530 é o órgão executivo supremo da República Popular da

China. O primeiro-ministro é considerado o líder do Conselho e um chefe de

governo, nomeado pelo presidente. O Conselho de Estado foi o responsável

por conduzir as reformas do setor elétrico no país. Considera-se a

autoridade máxima do setor de energia, mas também em outras áreas, pois

controla todos os ministérios da República, academias, agências e outras

entidades públicas.

b) National Energy Commission (NEC)531, criada em 2010 para estipular

estratégias energéticas, deliberar sobre questões relativas à segurança do

setor e coordenar assuntos de importância para o desenvolvimento da

energia na China.

528 ANDREWS-SPEED et al. 529 EIA (2014) China Overview. 530 THE STATE COUNCIL OF THE PEOPLE’S REPUBLIC OF CHINA (2015) Home Page. 531 SERC (2012) Electricity and Regulatory Overview of China.

225

c) National Development and Reform Commission (NDRC)532 é um departamento

do Conselho de Estado criado em 2003 para regular as tarifas dos

consumidores finais de eletricidade e os preços pagos aos agentes do setor

elétrico em todas as cadeias. Assim, a NDRC ainda determina o preço que as

companhias de carvão devem receber dos geradores. Atua não somente no

setor elétrico, mas em outras áreas energéticas, como o petróleo.

d) State-Owned Assets Supervision and Administration Commission (SASAC)533 é

um órgão criado em 2003 que tem o objetivo de supervisionar e prezar pelo

bom funcionamento dos ativos pertencentes ao Estado chinês, incluindo os

de eletricidade;

e) State Electricity Regulatory Commission (SERC) 534 foi criada em 2003 e era a

autoridade regulatória para questões técnicas do setor elétrico (operativas

não-econômicas). Em 2013, foi incorporada pela NEA para evitar

funções sobrepostas na reforma energética e na aprovação de projetos

energéticos.

f) National Energy Administration (NEA)535 foi estabelecida em 2008 como um

órgão de desenvolvimento de políticas, leis, regulação e monitoramento do

setor elétrico. Com a fusão da NEA com a SERC em 2013, a entidade é a

atual reguladora. Cabe a ela não somente a regulação operativa, mas

também o desenvolvimento de pesquisa, planejamentos e supervisões em

energias primárias e secundárias.

g) State Grid Corporation of China (SGCC)536 foi criada em 2002 como uma

empresa pública especializada em redes de transmissão e distribuição,

assumindo os ativos do ex-monopólio verticalizado. É a proprietária e

operadora da rede em 26 províncias do território chinês, comercializando

eletricidade com os consumidores finais.

h) China Southern Power Grid (CSG)537, também estabelecida em 2002, atua em

cinco províncias do Sul da China como operadora e proprietária dos ativos

de transmissão e distribuição, servindo uma população de 230 milhões de

pessoas.

i) China Electricity Council538 foi fundado em 1988 e é uma organização que

reúne empresas energéticas e instituições do setor elétrico na China.

Funciona atualmente como uma ponte entre o governo e empresas

energéticas, reportando ao governo os pedidos de seus membros, como no

caso de proteção legal.

532 EIA (2014) China Overview. 533 SERC (2012) Electricity and Regulatory Overview of China. 534 KREAB GAVIN ANDERSON (2013) China’s NEA Gains New Regulatory Powers. 535 SERC (2012) Electricity and Regulatory Overview of China e SWEDISH AGENCY FOR GROWTH POLICY ANALYSIS (2014) China’s National Energy Administration – A short overview. 536 STATE GRID (2015) Brief Introduction. 537 CHINA SOUTHERN POWER GRID (2015) About us. 538 CHINA ELECTRICITY COUNCIL (2015) CEC in Brief.

226


Em 2003, a SERC anunciou sua visão para a conformação de mercados elétricos

regionais, descrevendo os tipos de comercialização planejada539. As primeiras

tentativas de novos mercados ocorreram no Nordeste e Leste da China. No

Nordeste chinês, o processo começou em janeiro de 2004, com 15% da

eletricidade comercializada no mercado. Nesse momento, havia apenas um

preço único de remuneração aos vendedores. Seguindo a recomendação da

NDRC, o mercado passou a incluir dois tipos de remuneração (capacidade e

geração). O Leste chinês passou para simulação mensal em maio de 2004. No

começo, apenas os grandes produtores de energia (com capacidade acima de

100 MW) participaram. O lançamento de preços no pool era compulsório para

os geradores elegíveis.

Os mercados-teste possuíam um comprador único (no caso, a companhia de

redes). Nesses mercados, a comercialização era feita por contratos,

complementada por um mercado spot. Os tipos de comercialização eram:

contratos anuais ou mensais, entregas físicas do dia seguinte e em tempo real

(para fins de balanço). O centro de despacho era responsável pelo mercado spot

e pelo agendamento da implementação dos contratos firmados.

Em 2005, outras tentativas foram feitas no Sul da China. Diferentemente do que

ocorreu no Nordeste e Leste da China, o objetivo do programa foi propiciar um

grau de competição maior. Para isso, houve a adoção de múltiplos vendedores,

mas também de múltiplos compradores no mercado. O mercado ainda separou

as funções de despacho e de operador do mercado.

O funcionamento desses mercados-teste na China enfrentou diversas

limitações540. No país, existem diferentes níveis de desenvolvimento econômico

pela heterogeneidade das realidades nas províncias. Esse fato dificultou um

sistema de preços unificado. Houve ainda alegações de que as companhias de

rede estavam favorecendo seus próprios geradores, prejudicando a competição

pela concentração de propriedade. A fraqueza da capacidade de transmissão

interprovincial levava a recorrentes congestionamentos da rede. Por fim,

apagões começaram a ocorrer com maior frequência e a intensidade energética

da China passou a crescer depois de duas décadas de queda. Esses mercados-

teste foram perdendo importância até que foram abandonados em pouco tempo

de funcionamento. Atualmente, o funcionamento do mercado atacadista na

China continua com o modelo de comprador único, em que companhias de

rede compram eletricidade de geradoras já desverticalizadas. Os apagões de

2005 revitalizariam a postura do Estado, que passou a preocupar-se com a

garantia do fornecimento através da expansão da capacidade instalada, capaz

de suportar o rápido incremento da demanda por energia no país. Além disso,

539 ANDREWS-SPEED et al. 540 ANDREWS-SPEED et al.

227

entre 2000-2005, mercados liberalizados dos países integrantes da OCDE

experimentaram severos apagões e volatilidade de preços, algo inaceitável na

ótica do governo chinês.

O mercado varejista na China é cativo, sem opção de troca de comercializador.

Tanto indústrias grandes consumidoras como residências são clientes das

empresas de redes, que atuam tanto na transmissão como distribuição de

energia elétrica.

1.2.4. Preços da energia elétrica

O sistema de precificação das tarifas aos consumidores finais mudou pouco na

década de 1990 e continuou a ser baseado no modelo criado na década de 1960,

chamado “catálogo”.

O sistema “catálogo” é um método de valorar as tarifas elétricas de acordo com

diferentes tipos de consumidores e permite que o governo dê um tratamento

preferencial à indústria pesada, instalações químicas e setor agrícola. Esse

método contava com oito categorias de consumidores (residencial, iluminação

não-residencial, indústria geral, indústria pesada, indústria química, comercial,

agricultura e irrigação) em três classificações de voltagem. O sistema de

catálogo foi estendido para toda a China. Ele era somente um ponto de partida

para o cálculo dos preços finais, sendo acrescentadas outras cobranças e taxas.

Cada província determinava sua base de catálogo, sob aprovação da NDRC.

Na época dos mercados-teste, o sistema de preço para os geradores mudou

nacionalmente541. Em 2003, o Conselho de Estado estabeleceu a “Esquema de

reforma do preço da eletricidade”542, que antecipava uma supervisão nas tarifas

até então vigentes e o desenvolvimento de mercados competitivos para a

geração e o varejo. Em 2005, a NDRC descreveu esse plano com mais detalhes.

A estratégia incluía a criação de três categorias tarifárias: geração,

transmissão/distribuição e varejo, com uma eventual separação entre as tarifas

de transmissão e distribuição. As tarifas atacadistas seriam compostas por:

remuneração por capacidade e custo da energia. O pagamento da capacidade

seria determinado pelo governo, enquanto o custo da energia calculado pela

natureza competitiva dos pools regionais. Vendas bilaterais seriam admitidas e

cada mercado regional teria suas regras específicas. A tarifa de rede seria

baseada no custo de recuperação e em um lucro razoável para as companhias.

O sistema de “catálogos” seria mantido, mas com a redução das categorias de

clientes para três: residencial, agrário e industrial/comercial. As duas primeiras

categorias estariam sujeitas a uma tarifa única, enquanto a terceira categoria

(grandes consumidores) teria uma tarifa de duas partes para consumidores com

capacidade de 100 kW ou mais. Outras diferenciações seriam determinadas,


228

como preços de pico/fora de pico, estações secas/chuvosas, etc. A NDRC

continuaria a determinar as tarifas reguladas bem como os preços atacadistas

até que a competição fosse introduzida.

Com a mudança na postura do governo em 2005, para garantir a segurança do

fornecimento elétrico, o plano reformista foi deixado de lado. Como houve

crescimento da intensidade energética, o governo aumentou as tarifas varejistas

para determinadas indústrias eletrointensivas.. As tarifas desses clientes foram

aumentando gradualmente até 2010, quando foi instituído um sistema de

preços punitivos. Essa nova política encontrou muita resistência de governos

locais. Para garantir uma coesão política, o governo central autorizou que os

fundos arrecadados com o aumento das tarifas fossem destinados para

governos das províncias.

Atualmente, o sistema de catálogos continua existindo, com sete tipos de

clientes: residencial, comercial, alta indústria, indústria em geral, iluminação

não-residencial, agricultura e irrigação em áreas pobres.

A principal preocupação do governo historicamente foi oferecer tarifas que

promovam justiça social. Por isso, tem sido relutante em aumentar as tarifas,

mesmo com aumento dos custos de produção. O preço do principal insumo

elétrico, carvão, é determinado internacionalmente para grande parte dos

geradores, enquanto as tarifas elétricas são reguladas internamente. Novos

apagões ocorreram em 2008, apesar do investimento em capacidade dos últimos

anos. Em parte, esse fenômeno foi climático – inverno severo –, mas houve

indisposição dos geradores de operarem com altos preços do carvão e

remunerações de energia elétrica congeladas. Foram registrados aumentos em

perdas financeiras. Esse descompasso levou mineradoras a entrar no setor

elétrico através da aquisição de instalações geradoras.

Em junho de 2008, o governo não resistiu aos reajustes tarifários e anunciou um

aumento dos preços543. As tarifas atacadistas aumentaram 5% já em julho,

embora a indústria tenha argumentado que o adequado seria 50%. As

residências e os estabelecimentos rurais foram protegidos dos reajustes, que

recaíram para os consumidores industriais e comerciais.

Em 2010, um sistema de precificação em três níveis foi anunciado para os

cliente residenciais544. A diferença de nível adicional de preços era muito

pequena, assim como a proporção da população que pagaria tarifas mais

elevadas. A medida foi muito impopular para a classe média. A partir de julho

de 2012, foi aplicada uma nova escala de tarifa residencial composta por três

níveis de consumo, em 29 províncias. O primeiro nível, mais baixo, não incluía


229

acréscimo tarifário e contemplava cerca de 89% dos clientes545. O sistema de três

níveis não foi homogêneo entre as províncias, dadas as diferenças econômicas

entre elas. A Tabela 150 mostra as mudanças para a cidade de Pequim.

Tabela 150 – Sistema de precificação em três níveis da tarifa elétrica

residencial em Pequim – 2012

Fonte: Xinhua (2012)


Na China, o valor do VAT geral é de 17%, mas é reduzido a 13% para a energia

elétrica546. Para produtores eólicos, esse valor é recuperável em 50%. Os

impostos na China podem ser arrecadas pelo governo central, governo local ou

divididos entre ambos. Assim, três quartos da arrecadação do VAT são

destinados ao governo central.

Em 1984, foi estabelecido que o encargo sobre o carvão bruto seria de entre

RMB 2 e 5/t. Já para o carvão metalúrgico, de RMB 8/t. Enquanto os preços do

carvão subiram desde 1984, o nível de encargos permaneceu o mesmo por 25

anos547. O governo chinês tributa pouco a eletricidade por temer que a

competitividade nacional seja afetada, o que poderia frear o crescimento.

No que se refere aos subsídios em combustíveis fósseis, segundo a IEA (2013), a

taxa média de subsídio fóssil na China, em relação ao custo total de

fornecimento, era de 2,6% em 2013. Naquele ano, o subsídio chegava a US$ 15,5

per capita. Os maiores subsídios eram o do petróleo, seguidos pela eletricidade

e gás. Não foram registrados subsídios ao carvão.

Em 2013, a China gastou US$ 21 bilhões em subsídios ao setor energético, sendo

US$ 7,2 bilhões à eletricidade (34,3%). Na comparação com o ano de 2012, o

subsídio ao setor elétrico em 2013 caiu quase 40% pela busca da racionalidade

tarifária e alinhamento de preços tarifários.

545 CRI (2012) China Implements Multi-tier Electricity Pricing System; em Pequim, a tarifa

residencial permaneceu sendo 48,83 yuan/100 kWh de consumo. 546 KPMG (2015) China: VAT/BT essentials. 547 ZHONG XIANG ZHANG, FUDAN (2014).

Tipo de nívelTarifa

(+Yuan/kWh)Uso mensal (kWh)

Nível 3 0,3 mais de 400

Nível 2 0,05 241-400

Nível 1 0 menor ou igual a 240

2012

230

1.2.6. Desenvolvimento de renováveis na China

Com um terço do território afetado pela chuva ácida, a redução das emissões de

dióxido de enxofre é peça-chave para atingir as metas ambientais da China. A

queima do carvão, o principal produto para geração elétrica, é responsável por

90% das emissões de dióxido de enxofre. Preocupado com a poluição, o

governo chinês obrigou a instalação de dessulfurizadores e desnitrificadores em

instalações elétricas dos geradores de plantas a carvão com capacidade acima

de 300 MW ou mais, no período de 2011 a 2015548. Desde 2004, o governo

também oferece uma tarifa premium de RMB 0,015/kWh para todas as novas

usinas a carvão. Como o nível de emissões em 2005 foi 5% superior ao de 2000

(contrariando as metas estabelecidas), o governo estendeu essa remuneração em

2007 também para as plantas existentes (isto é, as construídas depois de 2004),

desde que tenham instalado equipamentos de dessulfurização (FGD)549.

Para incentivar as renováveis, o governo fornece subsídios, incentivos fiscais,

alívios alfandegários e incentivos via-preço variados.

A Lei de Energia Renovável (2005) garantiu a interconexão de renováveis na

rede elétrica. De acordo com essa lei, o preço de compra da eletricidade gerada

por fontes renováveis é determinado pela NDRC, fornecendo uma base legal

para o desenvolvimento renovável no país. Assim, as companhias de rede são

obrigadas a comprar e despachar toda a eletricidade gerada por fontes

renováveis ao preço determinado pelo regulador. Para isso, existem dois

mecanismos de fomento: mecanismo de leilão e tarifa feed-in.

No mecanismo de leilão, investidores são selecionados para projetos renováveis

através de um processo competitivo de ofertas, cabendo ao governo a

interconexão e compra de toda eletricidade gerada pelo vencedor. Os leilões

ocorrem por fonte. Esses leilões são base para a formulação dos preços das

tarifas feed-in na China.

Na tarifa feed-in, existe um preço específico para cada tipo de geração

renovável desde 2005550. Para estabelecer o preço, é considerada a localização

geográfica e o desempenho técnico e econômico do produtor. A tarifa feed-in

tem crescido com o passar dos anos, conforme observado pela Tabela 151. Esses

valores fazem referência a julho de 2014 e estão expressos em USD/kWh, com

impostos incluídos. Cada área reflete uma porção do território chinês.

548 Em 2015, a dessulfurização das usinas deve atingir 95%. 549 ZHONG XIANG ZHANG, FUDAN (2014). 550 IRENA (2014) Renewable Energy Prospects: China.

231

Tabela 151 – Tarifas feed-in na China em julho de 2014, por fonte: USD/kWh

Fonte: IRENA (2014)

232

2. COREIA DO SUL

A Coreia do Sul, oficialmente República da Coreia, é um país que possui uma

área de 99.016 km2 e uma população total que em 2012 atingiu mais de 50

milhões de habitantes551. A Tabela 152 apresenta a taxa de crescimento anual do

PIB de 2008 a 2012. A economia coreana, fortemente voltada para as

exportações, que em 2012 perfizeram 56% do PIB, ou US$ 684,3 bilhões. A

Coreia do Sul foi atingida pela crise econômica global de 2008, que refletiu no

fraco crescimento de 2009 (0,7%). No entanto, a economia recuperou-se

rapidamente e, em 2010, o crescimento foi de 6,5%. A redução nos anos

seguintes pode ser explicada pela baixa atividade econômica dos Estados

Unidos que é um dos principais parceiros comerciais da Coreia do Sul, junto

com Japão e Cingapura, respectivamente. Em relação ao PIB per capita,

observa-se que, após um baixo crescimento em 2009 (0,2%) em relação a 2008,

teve crescimento elevado em 2010 (5,7%) e manteve crescimento médio de 2,4%

nos anos seguintes. De 2008 a 2012, o PIB per capita aumentou 11,35% na Coreia

do Sul.

Tabela 152 – Crescimento do PIB real e PIB per capita, Coreia do Sul, 2008-

2012

Fonte: Banco Mundial, 2013

2.1. Sistema Elétrico Sul Coreano (SESC)

A Coreia do Sul é altamente dependente das importações de recursos

energéticos como o gás natural e o carvão (cerca de 97% da energia primária é

importada).. A produção doméstica de gás natural só é capaz de abastecer 2%

do consumo, causando uma alta dependência de importações de gás natural

liquefeito (GNL), especialmente de países do Oriente Médio como Qatar, Omã e

Iêmen. O país é ainda o quarto maior importador de carvão do mundo, depois

de China, Japão e Índia. O consumo de carvão cresceu 55% entre 2005 e 2012,

principalmente puxado pela demanda do setor elétrico, que corresponde a 62%

do consumo total de carvão no país. Os principais exportadores do insumo são

a Austrália e a Indonésia que, juntas, respondem por quase 70% da oferta de

carvão no mercado interno sul-coreano. Como o país é geopoliticamente

551 WORLD BANK (2013). http://data.worldbank.org/indicator/NY.GDP.PCAP.KD.

2008 2009 2010 2011 2012



2005)20.928 20.976 22.236 22.884 23.303


(2008 ano-base = 100)100 100,23 106,25 109,35 111,35

233

isolado, torna-se impossível para o sistema elétrico importar ou exportar

eletricidade de seus países vizinhos552

A estatal coreana Korea Electric Power Corporation (KEPCO) controla todos os

segmentos da indústria elétrica: geração, transmissão, distribuição e varejo. Em

2001, os ativos de geração foram separados em seis empresas subsidiárias.

Embora o plano inicial de reestruturação incluísse a desvinculação destas

empresas da KEPCO (com exceção da Korea Hydro & Nuclear Power Company),

isso ainda não ocorreu. A KEPCO também detém ações majoritárias da KEPCO

Engineering and Construction, Korea Nuclear Fuel, Korea Plant Service and

Engineering e Korea Electric Power Data Network553.

A Figura 39 mostra a distribuição geográfica das linhas de transmissão e

capacidade de geração. Os centros de carga estão localizados em grandes

cidades onde a população e as atividades econômicas estão concentradas. A

área da capital e em torno de Seul (área superior à esquerda no mapa) é

responsável por cerca de 40% da carga, o que explica a concentração de plantas

geradoras.

Figura 39 – Coreia do Sul: Mapa Nacional de Transmissão

Fonte: KIM et al, 2013

552 KEPCO (2014a). http://cyber.kepco.co.kr/kepco/EN/B/htmlView/ENBAHP001.do?menuCd=EN020101.

553 EIA (2014). http://www.eia.gov/countries/analysisbriefs/South_Korea/south_korea.pdf.

234


A maior parte da capacidade instalada de geração da Coreia do Sul é baseada

em combustíveis fósseis, embora a energia nuclear tenha desempenhado um

importante papel na última década. A geração de base é feita a partir do carvão,

que como já mencionado é importado, e da energia nuclear, enquanto a

demanda de pico é atendida por geração a GNL, importado554. Para tentar

resolver um problema de escassez crônica de energia e a baixa margem de

reserva de capacidade, o governo propôs um plano de energia elétrica, de longo

prazo (2013-27)555.

A Coreia do Sul possui a quinta maior capacidade de geração nuclear do

mundo. Para alcançar este patamar destinou recursos significativos no

desenvolvimento de sua indústria de energia nuclear. O país importa todo o

urânio necessário para abastecer suas usinas, não reprocessa e nem enriquece o

urânio, como resultado de um acordo de cooperação nuclear de 30 anos com os

Estados Unidos556.

Na Tabela 153 observa-se que em 2012 a Coreia tinha 81,8 GW de capacidade

instalada dos quais 60,6% correspondiam à fonte térmica, 25,3% à nuclear, 7,9%

à hídrica, 3,0% à renovável não-convencional e 3,2% a outras fontes.

Comparando com o ano de 2008, dos 72,5 GW instalados naquele ano, 65%

pertenciam à térmica, 24,4% à nuclear, 7,6% à hídrica e 1% à renovável.

Tabela 153 – Capacidade Instalada de Geração na Coreia do Sul, em GW,

2008-2012

Fonte: KEEI, Yearbook of Energy Statistics 2013557

Apesar de não ter assinado o Protocolo de Kyoto, a Coreia do Sul decidiu fazer

esforços para ampliar o mix de renováveis em sua matriz elétrica. O país

planeja promover as energias renováveis para tentar reduzir suas emissões de

CO2 em 30% até 2020.

554 EIA (2014).

555 EIA (2014).

556 EIA (2014).

557 KEEI (2013). http://www.keei.re.kr/main.nsf/index_en.html.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 5,5 (7,6%) 5,5 (7,5%) 5,5 (7,2%) 6,4 (8,1%) 6,4 (7,9%)

Térmica 47,1 (65,0%) 47,5 (64,7%) 49,0 (64,4%) 49,4 (62,5%) 49,5 (60,6%)

Nuclear 17,7 (24,4%) 17,7 (24,1%) 17,7 (23,3%) 18,7 (23,7%) 20,7 (25,3%)

Renovável 0,7 (1,0%) 1,1 (1,5%) 1,7 (2,3%) 1,9 (2,4%) 2,5 (3,0%)

Outros 1,5 (2,0%) 1,6 (2,2%) 2,1 (2,8%) 2,6 (3,3%) 2,6 (3,2%)

Total 72,5 (100%) 73,5 (100%) 76,1 (100%) 79,0 (100%) 81,8 (100%)

235

A Coreia do Sul tem incentivado investimentos em empreendimentos

renováveis, inclusive por parte do governo. A energia eólica apresentou um

“crescimento verde”, pois as reduções de emissões de poluentes fazem parte da

atual política desenvolvida pelas autoridades. Com o objetivo de substituir uma

tarifa feed-in insuficiente em garantir o desenvolvimento adequado das plantas

eólicas, o governo sul-coreano lançou o esquema Renewable Portfolio Standard, a

exemplo do que ocorreu nos Estados Unidos. Efetivo no país em 2012, grandes

geradores passaram a ter de oferecer 2% do total de sua produção proveniente

de fontes renováveis, como sólidos, biogás, hidrelétricas, fotovoltaicas e eólicas,

até alcançar 10% em 2022. O governo planeja investir US$ 8,2 bilhões em

parques eólicos offshore para chegar em 2019 com uma capacidade instalada de

geração de 2,5 GW, contra 0,4 GW em 2012. O país também está promovendo

projetos de energia solar e das marés, como parte da estratégia de crescimento

verde, para reduzir a dependência em importações de combustíveis fósseis. No

geral, o governo pretende aumentar a geração, a partir de fontes renováveis de

energia, dos atuais 2% para 12% do consumo até 2027558.

Em 2013 a Coreia tinha em operação 23 centrais nucleares e 7 em construção. O

país planeja construir outras 10 centrais nucleares até 2030. As plantas em

construção garantem segurança de primeira linha, capazes de resistir a

terremotos de 5 graus na escala Ritcher559.

2.1.2. Geração

A energia elétrica total gerada na Coreia do Sul em 2012 foi de 534,6 TWh.

Desse total, como mostra a Tabela 154, 69,7% correspondeu à geração térmica,

28,1% à geração nuclear e 1,4% à geração hídrica. A principal fonte térmica

utilizada na Coreia do Sul é o carvão, responsável por 64,3% da geração

térmica, seguido pelo gás natural (30,1%) e o óleo (5,6%).

558 EIA (2014).

559 KEPCO (2014b). http://cyber.kepco.co.kr/kepco/ES/B/htmlView/ESBBHP001.do?menuCd=ES020201.

236

Tabela 154 – Geração total de energia elétrica por fonte na Coreia do Sul, em

TWh, 2008-2012

Fonte: IEA (2013)

A evolução de eólicas e solares na matriz foi bastante semelhante em termos

absolutos, sem apontar a preferência por uma renovável específica. Em 2012,

por exemplo, ambas as fontes geraram 0,2% da eletricidade. Ainda que a

participação seja pequena em relação ao total, houve um crescimento de 125%

na geração eólica e de 266% na geração solar entre 2008 e 2012. Esse resultado

foi possível graças a subsídios governamentais de fomento às renováveis, como

mostraremos a seguir. A biomassa e resíduos aportaram juntos 0,3% da geração

para 2012.

2.1.3. Redes de Transmissão e Distribuição

Está em curso na Coreia o projeto de atualização da voltagem da transmissão de

eletricidade para 756 kV, a fim de tentar resolver o sério problema de

desequilíbrio de energia entre a grande demanda de Seul metropolitana e os

grandes complexos de geração de eletricidade. Algumas novas linhas estão

sendo construídas para melhorar a tensão do sistema e as condições de

fornecimento na região metropolitana de Seul560.

Em 2012, a Coreia, possuía 31.454 km de linhas de transmissão, conforme a

Tabela 155, dos quais a maior parte da rede, 68,2%, tem o nível de tensão de 154

kV.

560 KEPCO (2014b).

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 5,5 (1,2%) 5,6 (1,2%) 6,5 (1,2%) 7,8 (1,5%) 7,7 (1,4%)

Térmica 288,4 (64,6%) 298,9 (65,8%) 341,4 (68,3%) 356,9 (68,2%) 372,4 (69,7%)

Nuclear 151,0 (33,9%) 147,8 (32,6%) 148,6 (29,7%) 154,7 (29,5%) 150,3 (28,1%)

Eólica 0,4 (0,1%) 0,7 (0,2%) 0,8 (0,2%) 0,9 (0,2%) 0,9 (0,2%)

Solar 0,3 (0,1%) 0,6 (0,1%) 0,8 (0,2%) 0,9 (0,2%) 1,1 (0,2%)

Biomassa 0,5 (0,1%) 0,5 (0,1%) 0,8 (0,2%) 1,0 (0,2%) 1,0 (0,2%)

Resíduos 0,2 (0,0%) 0,2 (0,0%) 0,3 (0,1%) 0,6 (0,1%) 0,7 (0,1%)

Outros 0,1 (0,0%) 0,2 (0,0%) 0,3 (0,1%) 0,5 (0,1%) 0,5 (0,1%)

Total 446,4 (100%) 454,5 (100%) 499,5 (100%) 523,3 (100%) 534,6 (100%)

237

Tabela 155 – Extensão das redes de transmissão na Coreia, em km, 2008-2012

Fonte: KEPCO (2013)

A KEPCO também opera a linha de distribuição. Em 2012 a extensão da rede

era de 438.921 km, conforme a Tabela 156.

Tabela 156 – Extensão da rede de distribuição da Coreia, em km, 2008-2012

Fonte: KEPCO (2013)

A Tabela 157 apresenta as perdas baixas na rede de transmissão e distribuição

na Coreia do Sul. Entre 2008 e 2012 as perdas totais representaram, em média,

3,5% ao ano da geração total. O ano mais eficiente foi o de 2012, em que

somente 3,2% da geração elétrica foi perdida.

Tabela 157 – Perdas nas redes de transmissão e distribuição de energia

elétrica da Coreia do Sul, em TWh, 2008-2012

Fonte: KEEI, Yearbook of Energy Statistics 2013

2.1.4. Consumo

Conforme dados da IEA (2013) presentes na Tabela 158, para o ano de 2012, a

demanda de energia elétrica na Coreia do Sul em 2012 foi de 481,4 TWh, dos

quais 52,1% foram consumidos pelo setor industrial, 31,7% pelo setor de

serviços e comércio e 13,3% pelo setor residencial.

Tensão 2008 2009 2010 2011 2012

765 kV 755 755 835 835 835

345 kV 8.310 8.552 8.580 8.653 8.687

154 kV 20.298 20.469 20.777 21.280 21.450

66 kV 335 250 253 250 251

HDVC 180 kV 232 231 231 231 231

Total 29.930 30.257 30.676 31.249 31.454

2008 2009 2010 2011 2012

22,9 kV 410.015 420.258 428.259 435.549 438.921

Perdas 2008 2009 2010 2011 2012

Transmissão 7,5 6,9 7,3 7,2 7,6

Distribuição 8,6 9,9 10,7 10,2 9,7

Total 16,1 16,8 18 17,4 17,3


238

Tabela 158 – Consumo de energia elétrica na Coreia do Sul por categoria de

cliente, em TWh, 2008-2012

Fonte: IEA (2013)

De 2008 a 2012, o consumo elétrico na Coreia do Sul cresceu 20,5%, puxado pelo

bom desempenho econômico do país, que tem favorecido a dinâmica industrial

e o setor de serviços. No período considerado, a demanda industrial cresceu

25,1%, acima da média registrada nacionalmente. Observa-se uma leve retração

em 2009, ano de dificuldades por reflexo da crise econômica. A Coreia do Sul

tem uma economia dependente de exportações e a atividade econômica nos

seus principais mercados é importante para a determinação da demanda por

bens e serviços sul-coreanos. O consumo residencial, por sua vez, cresceu

13,7%. Nos últimos anos, a demanda tendeu a apresentar um pico no inverno

devido ao crescimento da demanda por aquecimento elétrico e outro no verão

pelo uso de ar condicionado. Houve desempenhos positivos em todos os

demais setores. A indústria pesqueira do país tem destaque internacional e

respondeu por 0,5% da demanda elétrica, ultrapassando o consumo do setor de

transportes em 2012.

Em 2012, o consumo per capita de eletricidade na Coreia do Sul foi de 10.279

kWh, acima do registrado em países como França Alemanha, Japão e Reino

Unido. Esse valor corresponde a quatro vezes o consumo brasileiro para o

mesmo período. Devido a sua economia ser eletrointensiva, o consumo de

eletricidade per capita, na Coreia, é um pouco maior do que nos outros países

membros da IEA561.

Além do consumo por setores já citados, vale destacar o consumo do próprio

setor energético na Coreia do Sul. Conforme observado na Tabela 159, em 2012,

o setor consumiu 36,2 TWh de eletricidade, o que correspondeu a 6,8% da

geração total para o ano562.

561 OECD (2012). http://www.oecd-ilibrary.org/energy/energy-policies-of-iea-countries-the-republic-of-korea-2012_9789264171497-en;jsessionid=5nsc5gcg5e4en.x-oecd-live-02.

562 Os dados utilizados são da IEA (2013), que considera um desvio estatístico (statistical

difference) de 0,3 TWh. Por isso, a conta de GERAÇÃO-PERDAS-CONSUMO (por setor+energético) dá um valor negativo de -0,3TWh em 2012. Esse valor não chega a 0,1% da geração para o ano.

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 200,3 199,3 228,1 246 250,6

Residencial 56,2 57,7 61,3 61,9 63,9

Serviços 132,5 137,4 147,7 149,9 152,5

Agricultura 6,6 7,2 8 8,4 9,6

Transporte 2,2 2,2 2,2 2,2 2,3

Pesca 1,8 1,9 2 2,2 2,5

Total 399,6 405,7 449,3 470,6 481,4

239

Tabela 159 – Consumo do próprio setor energético na Coreia do Sul, em TWh,

2008-2012

Fonte: IEA (2013)

Em relação ao número de consumidores, na Tabela 160, observa-se que em 2012

existiam 20,1 milhões de clientes conectados a rede, desse total 59,3%

correspondia a consumidores residenciais.

Tabela 160 – Número de clientes conectados a rede de distribuição na Coreia

do Sul, em milhões, 2008-2012

Fonte: KEPCO, 2013563

2.2. Estrutura do Setor Elétrico da Coreia do Sul

2.2.1. Organização do Setor Elétrico Sul Coreano

Em 1998 o governo coreano decidiu implementar uma reestruturação da

indústria elétrica. A primeira fase da reestruturação começou somente começou

em 2001, com a separação do segmento de geração da KEPCO em seis empresas

subsidiárias, tendo se estagnado nos anos seguintes. No mesmo ano foi criada a

Korea Power Exchange (KPX) e Korea Electricity Regulatory Commission

(KOREC)564. As seis empresas de geração de eletricidade, subsidiárias da

KEPCO, alguns sistemas de energia comunitários e produtores independentes

são os responsáveis pela geração de eletricidade para atender à demanda

interna. A KEPCO transporta a energia elétrica, que compra na bolsa de energia

da Coreia, por meio da rede de transmissão e distribuição e vende a seus

clientes565.

A KEPCO é proprietária e opera a rede nacional de energia e todas as redes de

distribuição. A rede nacional de energia é um sistema isolado, não há linhas de

563 KEPCO (2013). http://cyber.kepco.co.kr/kepco/ES/ntcob/list.do?boardCd=BRD_000244&menuCd=ES03040203.

564 KIM et al (2013).

565 KEPCO (2014a).

2008 2009 2010 2011 2012

Consumo do setor 29,5 32,2 31,9 34,7 36,2

2008 2009 2010 2011 2012

Residencial 11,2 11,3 11,5 11,7 11,9

Serviços 5,8 6,0 6,3 6,5 6,6

Industrial 1,4 1,4 1,5 1,6 1,5

Total 18,4 18,7 19,2 19,8 20,1

240

transmissão transfronteiriças, mas há uma série de propostas para conectar a

rede com a Rússia ou Japão566. Recentemente, a KEPCO concluiu a instalação de

um sistema de automação de distribuição em todos os trechos da rede de

distribuição, como parte do seu plano de atualização do sistema.

Além da KEPCO existem os fornecedores comunitários de eletricidade

responsáveis pelo abastecimento de energia elétrica em determinadas áreas. O

fornecedor comunitário é um agente licenciado pelo governo para atuar como

gerador distribuído, utilizando GNL e distribuindo energia em uma

determinada área. Normalmente ele gera calor e energia e fornece aos clientes

dentro dessa área567. A Figura 40 mostra o esquema organizacional do setor

elétrico.

Figura 40 – Organização do Setor Elétrico Sul Coreano

Fonte: KEPCO, 2014a

Em 2010, o Ministry of Knowledge and Economy (MKE), publicou o Fifth Basic

Plan of Long-Term Electricity Supply and Demand (BPE), no qual foi detalhado de

que forma se daria a expansão da capacidade de geração e transmissão nos

próximos 15 anos. O governo estima que a proporção de capacidade de fontes

nucleares aumente significativamente mesmo com as pressões internacionais

566 OECD (2012).

567 OECD (2012).

241

após o acidente de Fukushima. Da mesma forma, é esperado que as

participações do carvão e do GNL na matriz elétrica sul-coreana caiam

moderadamente.

2.2.2 Marco Institucional568

Além de instituições privadas, existem órgãos criados para garantir o bom

funcionamento do setor elétrico na Coreia do Sul:

a) Ministry of Knowledge and Economy (MKE) é o principal agente da política de

planejamento energético, fiscalização do setor de eletricidade, mensuração,

mitigação das mudanças climáticas e controle de preços, entre outros. MKE

também é responsável pelas políticas relacionadas com a garantia da

segurança e de um mix de energia eficiente, aumentando a capacidade de

oferta e efetivo atendimento da demanda.

b) Korea Electricity Commission (KOREC), é órgão regulador do setor, foi criado

em abril de 2001 para assegurar uma transição suave para um mercado

elétrico competitivo e que funcione bem. Supervisiona questões relacionadas

ao licenciamento dos participantes do mercado, estruturação do setor de

energia e aprovação das tarifas elétricas. Atua como árbitro quando

necessário em disputas que envolvem as empresas de eletricidade e

consumidores. A comissão é composta por nove ou mais menos membros,

que são nomeados pelo presidente do país e cuja situação é garantida por

lei. KOREC é filiado ao MKE e não recebe nenhum financiamento.

c) Fair Trafe Commission (FTC) é a agência antitruste da Coreia. É responsável

por monitorar o comportamento de monopólio e as práticas comerciais

desleais.

d) Korea Electric Power Corporation (KEPCO), originalmente conhecida como

Korea Electric Company (KECO), a empresa foi renomeada KEPCO em 1982 e

tornou-se uma empresa de propriedade do governo que engloba geração,

transmissão, distribuição e empresa de varejo.

e) Korea Energy Economics Institute (KEEI) define e desenvolve políticas de

energia e recursos naturais e contribui para a economia nacional através da

coleta, pesquisa, análise e divulgação de informações sobre energia e

recursos naturais que, contribuem para a formação dos formuladores de

política569.

f) Korea Institute of Energy Research (KIER) é uma instituição de pesquisa

financiada pelo governo. Dividida em cinco principais departamentos de

pesquisa: conservação de energia, eficiência energética, meio ambiente,

energias novas e renováveis e expansão da tecnologia. Seu objetivo é

desenvolver tecnologias no setor de energia.

568 OECD (2012).

569 KEEI (2013).

242

g) Korea Energy Management Corporation (KEMKO) desempenha um papel

fundamental na realização de P&D com objetivo de implementar projetos

eficientes para a racionalização do uso da energia, reduzindo assim as

emissões de dióxido de carbono e contribuindo para o bom

desenvolvimento da economia nacional570.

h) Korea Power Exchange (KPX) criada em 2001 como parte da reforma do setor

elétrico, atua como operador do sistema e coordena o mercado atacadista de

energia elétrica571. O mercado elétrico coreano é formado por empresas de

geração, um único comprador de eletricidade no atacado, grandes

consumidores e um operador de mercado. Para poder participar do

mercado, os participantes devem atender a um conjunto especifico de

requisitos técnicos, de acordo com as obrigações e regras de mercado e

registrar-se como membro da KPX. Até o final de 2011 havia 418

participantes inscritos no mercado572.


De acordo com o plano original estipulado no Restructuring Act, a

reestruturação do setor elétrico deveria acontecer em três fases ao longo de uma

década, como mostra a Figura 41.

570 KEMCO (2014). http://www.kemco.or.kr/new_eng/pg01/pg01030000.asp.

571 OECD (2012).

572 OECD (2012).

243

Figura 41 – Fases do plano original de reestruturação do Setor Elétrico

Coreano

Fonte: KIM et al (2013)

Fase 1: Competição na geração (2001-2003)

Nesta fase o setor de geração é separado e dividido em seis empresas de

geração que permanecem como subsidiárias da KEPCO. Produtores

independentes são autorizados a entrar no mercado de geração. Nos demais

segmentos: transmissão distribuição e operações de varejo, a KEPCO mantém o

monopólio. As empresas de geração iriam competir no mercado atacadista para

vender sua eletricidade em um leilão horário operado pela KPX, no qual a

KEPCO é a única compradora. O leilão do pool seria inicialmente um “cost-

based pool” (CBP), ou seja, as empresas de geração seriam requeridas para

ofertar pelo seu custo variável de operação, conforme determinado pela Cost

Estimation Committee da KPX, a cada mês. Depois desta fase o CBP deveria ser

substituído por um price-based pool, mais orientado ao mercado, com os preços

propostos pelas empresas de geração, substancialmente desregulados. KOREC

é criado como o órgão regulador573.

Fase 2: Competição no mercado atacadista (2004-2008)

As empresas de distribuição regionais seriam desagregadas da KEPCO para

assumir o comando das operações de distribuição e varejo. Elas passariam a

serem monopólios de serviço de varejo em suas respectivas regiões. Grandes

573 PITTMAN (2014). http://www.keei.re.kr/keei/download/keer/KEER14_1301_60.pdf.

244

consumidores seriam autorizados a contratar diretamente das empresas de

geração para atender sua demanda de energia elétrica, com a KEPCO e com as

empresas de distribuição necessárias para transmitir e distribuir a eletricidade a

taxas regulamentadas574.

Fase 3: Competição no mercado varejista (2009-)

O mercado de varejo seria aberto à concorrência. As empresas de distribuição

regional seriam privatizadas. Nesta fase as tarifas de varejo seriam

desreguladas575.

A maior parte das propostas da Fase 1 foram implementadas, mas o processo

de reestruturação foi abruptamente interrompido em 2004, em respostas a

pressões políticas antirreforma. Essa interrupção deixou as empresas de geração

separadas da KEPCO, mas ainda propriedade do governo576. Então, o mercado

atual se encontra na seguinte situação:

As empresas de geração precisam de licitação para participar do leilão de

energia com base em seus custos variáveis, com o preço de equilíbrio no

atacado determinado pelo custo da empresa marginal de produção ao nível da

potência demandada. Para evitar que as plantas que atuam na base,

caracterizadas por altos custos fixos e baixos custos marginais, ganhem lucros

excessivos a partir do CBP, a KPX realiza dois leilões distintos, um para as

plantas de geração que atuam na base e outro para as que atuam na ponta. Para

compensar os altos custos fixos, das plantas que geram na base, um regime

complexo de garantia de potência é administrado, com pagamentos mais

elevados para estas plantas.

O preço da eletricidade para o varejo permanece regulado pela KOREC, o

regulador do setor, em uma base global de taxa de retorno, com subsídios

cruzados de consumidores residenciais e comerciais para o consumidor

industrial e agrícola e entre classes de usuários residências. Atualmente um

agricultor de grãos paga pela energia 20,6 won/kWh, enquanto um consumidor

residencial (1-100kWh) paga 57,3 won/kWh e uma taxa de 670,6 won/kWh se o

consumo for de 501 kWh ou mais577.

Com o crescimento da demanda pressionando continuamente e as restrições de

oferta, o sistema de preço marginal é cada vez mais definido por usinas de

geração a gás, mais caras e que atendem a demanda de pico, e não mais pelas

usinas nucleares e a carvão, que atuam na base e são mais baratas. Isto significa

que os preços no atacado são altamente voláteis. Também significa que os

574 PITTMAN (2014).

575 PITTMAN (2014).

576 PITTMAN (2014).

577 PITTMAN (2014).

245

preços de varejo, regulamentados, refletem cada vez menos os custos, o que

levou a KEPCO a operar com déficit em 2008, 2011 e 2012. Consequentemente,

no longo prazo isso poderá afetar a capacidade de investimento em novos

projetos de geração578.

Em 2010, em face de avisos iminentes de escassez de eletricidade, o governo

coreano solicitou ao Korea Development Intitute uma recomendação de como

proceder com a reforma do setor de energia elétrica. O estudo do instituto

recomenda prosseguir com o caminho proposta pela reforma inicial579.

Mercado atacadista580

O Mercado atacadista é relativamente simples, suas principais características

são a associação obrigatória e a inexistência de contratos bilaterais físicos. As

empresas de geração podem fazer lances e a KEPCO adquire toda a eletricidade

que necessita a preços estabelecidos pela regra de mercado. As empresas de

geração colocam à disposição sua capacidade, não efetuando lances de preços.

O preço é baseado nos custos variáveis das plantas térmicas, o preço de

equilíbrio (System Marginal Price – SMP) é o custo variável da planta mais cara

chamada a operar para atender a previsão de demanda. Além disso o SMP não

se aplica à província de Jeju. Jeju é uma ilha habitada por 550.000 pessoas. Seu

sistema elétrico é interligado à Coreia continental através de um cabo HVDC.

Por conta do isolamento geográfico, Jeju possui um sistema elétrico separado e

seu próprio SMP.

Setor de varejo581

O setor de varejo ainda é um monopólio regulado. O mercado de varejo não é

aberto à concorrência e o governo é quem fixa as tarifas. Formalmente, quando

a KEPCO experimenta aumento significativo nos custos, seu conselho de

administração pode enviar uma solicitação de reajuste tarifário para o Ministry

of Knowledge Economy. Este consulta o Ministry Strategy and Finance e deixa o

Ministry of Knowledge Economy analisar o pedido e tomar a decisão final de

aceitar ou rejeitar a proposta, conforme a Figura 42.

578 PITTMAN (2014).

579 PITTMAN (2014).

580 KIM et al (2013).

581 KIM et al (2013).

246

Figura 42 – Processo de mudança de tarifas no mercado varejista de

eletricidade

Fonte: KIM et al (2013)


Preço de compra no atacado

Considerando que o modelo de mercado da Coreia se baseia no modelo de

comprador único, a KEPCO, o preço de compra do CBP (Cost-based Pool) é

calculado para cobrir todos os pagamentos do comprador único às empresas de

geração, a cada negociação. Os consumidores com mais de 300 MVA são

qualificados para comprar diretamente do CBP. No entanto as taxas de compra

direta são mais elevadas do que as taxas de varejo e, portanto, não há incentivos

para comprar no mercado atacadista582.

Preço no mercado varejista583

Existem seis categorias de tarifas de varejo: industriais, comerciais, residênciais,

agrícolas, educacionais e iluminação pública. A tarifa residencial varia de

acordo com o nível de consumo. Para o setor industrial e comercial a tarifa se

aplica sobre o tempo de uso, exceto para os pequenos consumidores. Ela pode

mudar ao longo das estações do ano e, para grandes consumidores, ela muda ao

longo do dia. A tarifa agrícola é estável em um nível muito abaixo do custo.


Um VAT fixo de 10% é cobrado sobre todas as vendas de combustíveis e

serviços de energia584.

582 KIM et al (2013).

583 KIM et al (2013).

584 OECD. http://www.oecd.org/site/tadffss/KOR.pdf.

247

O governo sul coreano subsidia o desenvolvimento de novos e projetos de

energia renovável, com foco na energia solar fotovoltaica, solar, células de

combustível, geotérmica, pequenas centrais hídricas, biomassa e de resíduos. A

Coreia do Sul planeja ser um dos cinco maiores produtores de energia

renovável e, para tanto, o governo anunciou um montante total de US$ 34,2

bilhões que seriam investidos em energia renovável até 2015. Desse valor, 56%

foram assumidos pelos trinta maiores grupos industriais do país em 2013 e

26,5% por parte de outros agentes do setor privado. Além disso, o governo

gastou, em 2012 e 2013, US$ 1,8 bilhão em projetos renováveis. O objetivo

estipulado é que, até 2030, 11% da oferta energética total seja de fontes

renováveis.

Na Coreia do Sul, tarifas feed-in para geração de renováveis foram utilizadas

até o fim de 2011. A partir de 2012 houve a introdução do Renewable Portfolio

Standard (RPS)585, sendo mantidas as tarifas feed-in apenas para os contratos já

existentes em datas anteriores à reformulação. As características de geração

renovável do RPS foram apresentadas anteriormente, com a cota estabelecida

de 2% de geração renovável até 2015, elevada a 10% em 2022, por parte das

geradoras com capacidade acima de 500 MW. Instalações solares que não

podem ser beneficiadas pelo RPS possuem um programa especial, o Seoul Solar

Power Plant Support Plan, criado em 2013. Ele dá suporte às instalações solares

em pequenos empreendimentos, abaixo de 50 kW de capacidade em Seul. De

acordo com o plano, as pequenas companhias recebem aproximadamente 10%

do custo de instalação no prazo de cinco anos, a partir de 2013.

Além disso, existe um programa de crédito tributário aplicado para todas as

tecnologias renováveis. Os impostos e encargos de importação são reduzidos

em 50% para os componentes e equipamentos utilizados nas plantas

renováveis. Em 2009, o governo separou de seu orçamento público,

aproximadamente, US$ 72 milhões para o projeto Um Milhão de Casas

Verdes586. A intenção era de construir um milhão de casas até 2020 que

utilizassem alguma das tecnologias enumeradas: solar fotovoltaica, geotérmica,

biomassa ou energia eólica. O mecanismo de incentivo é um subsídio direto

pago para a instalação dos equipamentos renováveis. O governo sul-coreano

contribuiu com parte do custo total de instalação. Em 2008, o principal objetivo

do projeto era equipar casas com células fotovoltaicas. A cada ano, o governo

estabelecerá o orçamento para o ano seguinte. Esse tipo de residência utilizará

menos energia elétrica e aumentará a eficiência energética associada.

585 KPMG (2014) Taxes and incentives for renewable energy in South Korea.

586 KPMG (2014) Taxes and incentives for renewable energy in South Korea.

248

3. INDIA

A Índia é um país asiático com área total de 3.287.260 km² e uma população que

atingiu 1,24 bilhão de habitantes em 2012. Com esses valores, a Índia é o

segundo país mais populoso do mundo, depois da China, e o sétimo em

extensão territorial. A população indiana representou 17,5% da população

mundial para o ano de 2012587. A economia do país é a terceira maior do

continente asiático e a décima no mundo. O maior desafio da economia indiana

é a redução da miséria. Em relação ao setor elétrico, cabe enfatizar que cerca de

400 milhões de indianos ainda não possuíam energia elétrica em 2011588.

Pela Tabela 161, observa-se que a Índia tem apresentado um crescimento

econômico significativo. Em 2009, ano em que o mundo tentava lidar com os

efeitos da crise financeira mundial que eclodira em 2008, a Índia apresentou um

crescimento do PIB real muito elevado, de 8,5%. Em 2010, houve a maior

elevação do PIB real (10,3%). Índia e China são destaques mundiais de

crescimento e integram o grupo conhecido por BRICS – Brasil, Rússia, Índia,

China e África do Sul. Como o crescimento do PIB é maior que o crescimento

populacional, o aumento do PIB real tem impacto positivo sobre o PIB per

capita. De 2008 a 2012, o PIB per capita indiano cresceu 26,89%. Ainda assim, o

PIB per capita do país é um dos mais baixos do mundo: em 2012, o brasileiro,

por exemplo, era cinco vezes maior que o da Índia.

Tabela 161 – Crescimento do PIB real e PIB per capita, Índia: 2008-2012


3.1. Sistema elétrico da Índia

A Índia foi a quarta maior consumidora de energia primária em 2011, depois da

China, Estados Unidos e Rússia. O dinamismo econômico da última década foi

acompanhado de um alto crescimento da demanda energética e da necessidade

cada vez maior de garantir o abastecimento. Alguns setores, como o de carvão,

permanecem relativamente fechados à participação privada e ao investimento

externo589. O setor elétrico opera sob um sistema de preços altamente regulados.

O país sofre de apagões, especialmente em horários de pico de demanda. Em

587 Population Reference Bureau (2012) World Population Data Sheet.

588 Banco Mundial (2013) Energy – The Facts.

589 EIA (2014) India Overview.

2008 2009 2010 2011 2012



2005)885 948 1.032 1.086 1.123


(2008 ano-base = 100)100 107,12 116,61 122,71 126,89

249

julho de 2012, a Índia passou por um blecaute sem precedentes de dois dias que

afetou 680 milhões de pessoas no norte do país. Esse fato serviu para reforçar a

necessidade de segurança no suprimento dos recursos térmicos e de

investimentos em infraestrutura. As perdas elétricas do sistema são elevadas e

superam os 25%. Parte substantiva destas perdas são de origem comercial pelas

ligações clandestinas que abundam pelo país. Como veremos a seguir, o país

tem se esforçado para atingir bons resultados de expansão da matriz através

dos Planos de Cinco Anos.

A maior parte da população indiana vive em regiões rurais. Enquanto que nas

cidades 94% das residências têm acesso à eletricidade, no campo esse valor cai

para 67%590. Além disso, os consumidores rurais estão mais suscetíveis às

interrupções de abastecimento.

O sistema elétrico indiano está em constante mudança. A expansão atual é

segue um forte planejamento central de integração entre as diferentes etapas da

cadeia energética. A Figura 43 abaixo demonstra a divisão do sistema elétrico

da Índia em zonas de rede, caracterizadas por diferenças regionais.

Figura 43 – Divisão do sistema elétrico da Índia: particularidades por região

Fonte: Power Grid (2007)


A realidade do subcontinente indiano destoa de todos os outros países

presentes neste trabalho. Além de um elevado crescimento, atípico para um

período de crise financeira mundial, o país conta com os desafios de possuir a

segunda maior população do mundo. Existe uma necessidade cada vez maior

de integração nacional e de melhoria dos índices sociais. Portanto, o


250

crescimento da matriz elétrica nos últimos anos tem sido um requisito para um

panorama sustentável de desenvolvimento.

A participação privada na capacidade de geração tem crescido por uma série de

reformas no setor elétrico iniciadas em 2003 que buscam descentralizar o papel

do Estado como único propulsor da expansão na matriz. A Figura 44 demonstra

que, de 2012 para 2013, a capacidade de geração privada ultrapassou, pela

primeira vez, a capacidade aportada pelo Governo Central, embora os estados

indianos ainda tenham uma capacidade de geração superior.

Figura 44 – Crescimento da capacidade instalada na Índia por setor (MW):

2001-2013

Fonte: Central Electric Authority of India (2013)

A matriz elétrica na Índia tem um perfil essencialmente térmico. Conforme

observado na Tabela 162, para o ano de 2012, o país contava com 210,9GW de

capacidade de geração, dos quais 66,9% correspondiam às fontes térmicas,

18,6% às fontes hídricas e 2,3% às fontes nucleares. Constata-se que houve

aumento da capacidade em números absolutos para todas as fontes, embora a

participação na matriz tenha caído para as fontes hídricas e nucleares. Os RES

(recursos de energias renováveis) incluem as eólicas, solares, pequenas centrais

hidrelétricas, resíduos e biomassa. Em 2012, essas fontes aportaram 12,2% da

capacidade de geração frente aos 9,1% em 2008.

251

Tabela 162– Capacidade instalada segundo fonte na Índia, em GW: 2008-

2012591

Fonte: Ministry of Power (2011/2012; 2012-2013); CEA (2008; 2009; 2010)

Entre 2008 e 2012, a capacidade instalada de geração na Índia cresceu 43,6%.

Dos 64GW adicionados à matriz, as fontes térmicas responderam por 48,1GW

ou cerca de 80%. A capacidade de fontes renováveis (RES) quase que dobrou

nos últimos quatro anos.

Entre 2008 e 2012, a capacidade instalada de fontes térmicas cresceu 51,78%. O

governo indiano planeja adicionar mais 72GW de capacidade térmica entre 2012

e 2017, sendo que 70GW serão de plantas a carvão, pois a Índia dispõe de

grandes reservas desse combustível fóssil. As intenções de expansão das usinas

a gás natural até 2017 são muito inferiores na comparação com o carvão. O

intuito da política energética em voga é utilizar o gás natural como um recurso

para suprir os picos de demanda.

A capacidade de geração das nucleares cresceu 17,07%. A Índia possui 20

reatores em seis plantas nucleares. A planta de Kudankulam, no estado de

Tâmil Nadu, passou a conectar-se à rede elétrica no fim de 2013 e entrou em

operação em junho de 2014, acrescentando 1GW de capacidade nuclear à

matriz. Em abril de 2014, seis novos reatores com uma capacidade instalada

total de 4,3GW estavam em construção para operação prevista em 2017592.

As fontes renováveis (RES) foram as que mais aumentaram a capacidade

instalada em termos percentais, passando de 13,3GW, em 2008, para 25,8GW

em 2012, um crescimento de 94%. As eólicas foram as principais fontes neste

grupo, conforme demonstrado pela Figura 45. Além delas, vale destacar que a

Índia lançou uma missão nacional com o objetivo de adicionar 20GW de

capacidade solar até 2022. O potencial eólico é estimado em 48,5GW; o solar em

50GW; o de biomassa e bagaço de cana-de-açúcar em 23GW e o de pequenas

hidrelétricas em 15GW593.

591 Os dados são referentes ao dia 30/11 de cada ano.


593 IEX (2014) REC Market.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 36,6 (24,9%) 36,9 (23,7%) 37,4 (22,4%) 38,7 (20,9%) 39,3 (18,6%)

Térmica 92,9 (63,2%) 99,6 (63,9%) 108,4 (64,9%) 121,8 (65,7%) 141,0 (66,9%)

Nuclear 4,1 (2,8%) 4,1 (2,6%) 4,5 (2,7%) 4,8 (2,5%) 4,8 (2,3%)

RES 13,3 (9,1%) 15,2 (9,8%) 16,8 (10,0%) 20,2 (10,9%) 25,8 (12,2%)

Total 146,9 (100%) 155,8 (100%) 167,1 (100%) 185,5 (100%) 210,9 (100%)

252

Figura 45– Crescimento da capacidade de geração das RES na Índia (MW):

2007/2008-2012/2013

Fonte: Central Electric Authority of India (2013)

3.1.2. Geração

Segundo dados da IEA (2013), em 2012, a geração total de energia elétrica na

Índia foi de 1.127,6TWh. De acordo com a Tabela 163, as fontes térmicas

responderam por 81,4% da geração, enquanto as hídricas totalizaram 11,2%.

Juntas, essas fontes representavam 92,6% da geração de eletricidade indiana. As

fontes nucleares receberam um plano de Estado para a expansão e aportaram

2,9% da geração, frente a 1,8% em 2008. Houve aumento absoluto na geração

elétrica de todas as fontes, mas, percentualmente, observa-se uma participação

crescente de nucleares, eólicas, biomassa e solares.

Tabela 163 – Geração total de energia elétrica por fonte na Índia, em TWh,

2008-2012

Fonte: IEA (2013)

Entre 2008 e 2012, percebe-se um aumento na geração total de 32,9%, passando

de 848,3TWh para 1.127,6TWh. Esse comportamento pode ser explicado por

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 116,8 (13,8%) 113,2 (12,3%) 123,1 (12,6%) 143,6 (13,4%) 125,8 (11,2%)

Térmica 693,1 (81,7%) 754,7 (82,3%) 795,6 (81,2%) 855,7 (79,6%) 918,0 (81,4%)

Nuclear 14,9 (1,8%) 18,6 (2,0%) 26,3 (2,7%) 32,3 (3,0%) 32,9 (2,9%)

Eólica 13,9 (1,6%) 18,8 (2,1%) 19,7 (2,0%) 24,5 (2,3%) 28,3 (2,5%)

Solar 0,1 (0,0%) 0,1 (0,0%) 0,1 (0,0%) 0,8 (0,1%) 2,1 (0,2%)

Biomassa 9,0 (1,1%) 11,3 (1,2%) 13,9 (1,4%) 16,6 (1,5%) 19,3 (1,7%)

Resíduos 0,5 (0,0%) 0,6 (0,1%) 0,7 (0,1%) 1,0 (0,1%) 1,2 (0,1%)

Total 848,3 (100%) 917,3 (100%) 979,4 (100%) 1.074,5 (100%) 1.127,6 (100%)

253

acompanhar a grande elevação da demanda elétrica, conforme mostraremos a

seguir. A expansão da matriz através de planos do governo tem permitido uma

maior capacidade de geração. O planejamento da economia na Índia segue o

estabelecimento de Planos de Cinco Anos, em que se fixam metas para diferentes

áreas, dentre elas o setor energético.

As térmicas são as principais geradoras do país. No período considerado na

Tabela 163, a geração de térmicas cresceu 32,4%. Em 2012, o carvão respondeu

por 90,3% da geração térmica, seguido pelo gás natural (9,4%) e pelo diesel

(0,3%). A proeminência do carvão pode ser explicada pelas reservas abundantes

desse recurso fóssil no país, pelos incentivos governamentais à expansão de

usinas principalmente a carvão, conforme já explicitado, além de ser o insumo

mais barato para o despacho térmico.

As hídricas aportaram 125,8TWh de geração em 2012 frente aos 116,8TWh em

2008, um crescimento de 7,7%. A Índia foi a sétima maior geradora de energia

hidrelétrica do mundo para o ano de 2012 e é afetada diretamente pelo regime

de monções594. As hidrelétricas estão localizadas principalmente na porção

norte. O país é beneficiado pelo clima tropical, que aumenta o potencial hídrico

durante o verão. Fontes hídricas e térmicas na Índia são inversamente

relacionadas: quando cai a geração hidrelétrica – por exemplo, em uma época

fraca de monções –, as usinas a carvão geram mais eletricidade para compensar

a redução dos reservatórios. Em 2012, a Índia passou por um período de seca

durante o verão, o que explica a queda na geração hídrica para o ano. Em 2013,

as hidrelétricas ficaram mais operativas por um regime de monções acima ao

normal.

A geração nuclear passou de 14,9TWh para 32,9TWh entre 2008 e 2012, um

aumento de 120,8%. Como o país busca um fornecimento confiável para suprir

a demanda crescente, o governo estabeleceu o plano de elevar a participação

das nucleares na geração total de 3%, em 2011, para 25% em 2050595. O plano de

ampliação nuclear envolve uma mudança gradual de reatores alimentados por

urânio para outros materiais de fissão, como o tório. A Índia possui grandes

reservas de tório e o acesso ao urânio tem sido limitado historicamente.

A geração eólica é encontrada principalmente em Tâmil Nadu. Entre 2008 e

2012, as eólicas obtiveram 103,6% de aumento na geração, fomentadas,

sobretudo, através dos Planos de Expansão e por reformas no setor em 2003. A

geração solar concentra-se em Gujarat e no Rajastão. Em 2012, a produção solar

foi 21 vezes a de 2008, o maior incremento de geração de uma fonte observado

no período.



254

A geração por biomassa passou de 9TWh para 19,3TWh, um aumento de

114,4%. Já a produção de energia elétrica por resíduos saltou de 0,5TWh para

1,2TWh, um crescimento de 140%. As regiões rurais tendem a usar biomassa

por conta do acesso restrito a outros recursos energéticos. Há a queima direta

de lenha, resíduos agrícolas e esterco de animais para gerar eletricidade.

Grande parte da biomassa gerada na Índia provém do bagaço da cana-de-

açúcar596.

A Índia possui intercâmbios energéticos com outros países asiáticos, como o

Butão, Bangladesh, Nepal e muito recentemente o Paquistão. Através da Tabela

164, observa-se que o país foi um importador líquido de energia elétrica em

todos os anos do período. O principal parceiro de transações energéticas

internacionais com a Índia é o Butão, que gera energia principalmente

hidrelétrica. De qualquer forma as importacões líquidas representam parcela

muito pequena do consumo ( < que 0,5%)

Tabela 164 – Importação e exportação de energia elétrica na Índia, em TWh:

2008-2012

Fonte: IEA (2013)


Segundo estudo elaborado pela Central Energy Authority (2013), que considera a

extensão total de linhas de transmissão e distribuição no país desde a

independência do Reino Unido, a Índia contava com 301.250 km de linhas de

transmissão em 30 de setembro de 2014. O sistema de linhas elétricas no país

está em constante expansão. Em 28 de fevereiro de 2014, por exemplo, as linhas

de transmissão somavam 288.208 km. Isso significa que, em somente sete

meses, a extensão total de linhas de transmissão no país cresceu 4,5%.

Segundo a Tabela 165, observa-se que os detentores dos ativos podem ser

divididos entre Central, Estadual ou Privado. Os estados indianos lideram a

detenção dos ativos de transmissão, com 176.691 km de linhas, o que

corresponde a 58,7% da extensão total. Esse modelo segue a mesma tendência

de controle dos estados sobre o setor energético (como já demonstrado, a maior

parte da capacidade instalada é também de responsabilidade estadual). O

Governo Central responde por 110.029 km ou 36,5%. Já os agentes privados

detêm somente 4,8% da extensão.


2008 2009 2010 2011 2012

Exportação 0,1 0,1 0,1 0,1 0

Importação 5,9 5,4 5,6 5,3 4,8

255

Tabela 165 – Extensão total das linhas de transmissão na Índia, por voltagem

e detentor de ativos: 30/09/2014

Fonte: CEA (2014)

Quanto ao sistema de redes integrado, a Índia contou com 8.970.112 km de

linhas de transmissão somadas às de distribuição entre 2012 e 2013, conforme

demonstrado na Tabela 166. Essa extensão pode ser explicada tanto pela área

territorial do país como pela sua alta densidade demográfica (e,

consequentemente, elevada população).

Dos 593.732 vilarejos da Índia, 563.238 já possuíam energia elétrica em janeiro

de 2014, ou seja, 94,86%597. Isso não significa, porém, que 100% das residências

desses vilarejos estejam eletrificadas, mas que a eletricidade já é realidade,

mesmo que limitada. Ainda assim, os esforços para a eletrificação rural têm

gerado resultados significativos e, para isso, a construção e a modernização das

linhas são necessárias para atender à carga crescente, sobretudo no sistema de

distribuição. Além das iniciativas de inclusão social ao sistema elétrico, o

crescimento do país por si só já favorece um crescimento da demanda

energética e demanda o aperfeiçoamento e expansão da extensão de linhas.

Pode-se contrastar a Índia pós-independência da moderna. De 2011/2012 para

2012/2013, o país adicionou 244.020 km de linhas, mais de dez vezes o total

registrado em 1947, quando ainda era colônia britânica.

597 Ministry of Power – Central Electricity Authority (New Delhi) Executive Summary 2014.

Voltagem Central Estadual Privado Total (km)

500 kV HVDC 5.948 1.504 1.980 9.432

765 kV 12.248 840 788 13.876

400 kV 81.270 39.152 10.864 131.286

220 kV 10.563 135.195 898 146.656

Total 110.029 176.691 14.530 301.250

256

Tabela 166 – Extensão total das linhas elétricas (T&D) na Índia, por período,

em km: 1947-2013

Fonte: CEA (2013)

Por conta da baixa quantidade de investimentos adequados em projetos de

transmissão e distribuição, as perdas em linhas elétricas na Índia são

historicamente altas598. No biênio 2000-2001, as perdas totais alcançaram

32,86%. Reduzir essas perdas é essencial para trazer estabilidade financeira às

companhias energéticas. Como já apontado anteriormente nesta mesma seção já

se registraram avanços na redução das perdas

As perdas técnicas na Índia são resultado de investimentos inadequados no

decorrer de vários anos, gerando ampliações não-planejadas de linhas de

distribuição. Essa conjuntura sobrecarregou o sistema elétrico – especificamente

os transformadores e condutores – e tem gerado uma série de apagões no

país599. As perdas comerciais decorrem principalmente da baixa eficiência dos

medidores, roubos e ligações clandestinas da população.

598 Ministry of Power (2014) Distribution Overview.


PeríodoExtensão de

linhas (km)

1947 23.238

1950 29.271

1955-1956 85.427

1960-1961 157.887

1965-1966 541.704

1968-1969 886.301

1973-1974 1.518.884

1978-1979 2.145.919

1979-1980 2.351.609

1984-1985 3.211.956

1989-1990 4.407.501

1991-1992 4.574.200

1996-1997 5.141.413

2001-2002 6.030.148

2006-2007 6.939.529

2007-2008 7.287.413

2008-2009 7.487.977

2009-2010 7.801.098

2010-2011 7.951.486

2011-2012 8.726.092

2012-2013 8.970.112

257

Dada a conjuntura, o Governo indiano e os estados lançaram, em 2001, o

Programa Acelerado de Reforma e Desenvolvimento da Energia (APDRP)600

para fortalecer as redes de transmissão e distribuição, a fim de reduzir as

perdas totais do sistema. O principal objetivo do programa era levar as perdas

técnicas e comerciais para um nível menor que 15% em cinco anos em áreas

urbanas ou densamente povoadas. As perdas comerciais em empresas públicas

caíram substancialmente desde então: como percentagem do faturamento, por

exemplo, caíram de 33%, em 2000-2001 para 16,6% em 2005-2006.

Embora o sistema tenha progredido em eficiência, as perdas na Índia

continuam em um patamar bastante elevado e constituem um dos pontos mais

frágeis do sistema elétrico do país. A Índia apresentou altas perdas em seu

sistema elétrico, sobretudo na distribuição. Segundo a Central Energy Authority

(2014), as perdas técnicas e comerciais na Índia para o biênio 2011-2012

contabilizaram 25% da eletricidade total do país naquele período601. A

ineficiência das redes foi um dos principais motivadores pela abertura do

mercado elétrico indiano ao setor privado nos anos de 1990, conforme

mostraremos a seguir.

Observa-se pela Tabela 167 que as perdas técnicas na Índia, em relação ao total

de geração, variaram entre 21,3%, em 2008, e 17,1% em 2012. Embora os níveis

ainda sejam significativos, percebe-se uma melhoria contínua do sistema

elétrico com o passar dos anos e um ganho de eficiência no trato com as redes,

graças à modernização e investimentos de linhas.

Tabela 167 – Perdas do sistema de energia elétrica da Índia, em TWh: 2008-

2012

Fonte: IEA (2013)

3.1.4. Consumo

A Índia tem um elevado consumo total de eletricidade, mas registra um baixo

consumo per capita em relação a outros países. O consumo elétrico do Japão

para o ano de 2012, por exemplo, foi 8% maior que o da Índia com uma

população 10 vezes menor.

Conforme observado na Tabela 168, o consumo elétrico na Índia foi de

868,7TWh em 2012. A indústria respondeu por 44,1% da demanda, seguida pelo

setor residencial (22,0%) e a agricultura (17,6%). Segundo o Banco Mundial, 68%


601 Ministry of Power – Central Electricity Authority (New Delhi) Executive Summary 2014.

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 180,3 192,2 192,4 208,4 192,6

% perdas em geração 21,3 21 19,6 19,4 17,1

258

da população indiana ainda vive no campo. Em 2013, a agricultura representou

18% do PIB indiano602. No Brasil, para o mesmo período, esse valor foi de 6%,

três vezes menor.

Tabela 168 – Consumo de energia elétrica na Índia, segundo tipo de


Fonte: IEA (2013)

Entre 2008 e 2012, o consumo de energia elétrica na Índia cresceu 40,4%. O

aumento na demanda ocorreu em todos os setores, apontando para um maior

dinamismo econômico e inserção social.

O consumo industrial saltou de 280,2TWh para 383,5TWh, um aumento de

36,9%. As principais indústrias na Índia são as químicas, têxteis, farmacêuticas,

de alimentos, informáticas, pesadas e mineradoras603. O rápido crescimento

econômico dos últimos anos tem melhorado as expectativas do empresariado e,

consequentemente, o nível de produção. Esse cenário foi possível não somente

pelo crescimento econômico, mas também pela desvalorização da rúpia, a

moeda nacional da Índia. O desempenho da indústria indiana destoa da

realidade de outros países deste trabalho, sobretudo dos desenvolvidos, em que

houve um arrefecimento da indústria pelo baixo crescimento ou recessão. O

consumo elétrico do setor de serviços na Índia aumentou 36,2%, acompanhando

o ritmo de dinamismo comercial.

As residências consumiram 190,9TWh em 2012, 44,2% a mais que em 2008. Esse

fato deveu-se, especialmente, a um maior acesso à energia elétrica por parte dos

domicílios. Os programas públicos de eletrificação rural foram importantes

para determinar esse resultado. Em 2005, o governo iniciou o programa Rajiv

Gandhi Grameen Vidyutikaran Yojana para levar eletricidade a todos os vilarejos

em cinco anos, através de investimentos significativos em áreas rurais604.

Embora o programa tenha obtido êxito na eletrificação de muitas regiões, o

fornecimento não é seguro e apagões são recorrentes.

602 Banco Mundial (2014) Agriculture, value added (% GDP).

603 Industries – INDIA GOVERNMENT (2014).


2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 280,2 298,3 322,1 353,1 383,5

Residencial 132,4 145,4 159,6 176,7 190,9

Serviços 55,8 62,5 68,3 71 76

Agricultura 107,8 119,5 126,4 141 153,1

Transporte 11,8 12,4 13,3 14,2 15,4

Outros 30,8 31 37,4 46,9 49,8

Total 618,8 669,1 727,1 802,9 868,7

259

Como o país tem uma maior dependência da agricultura na determinação do

seu PIB, é natural que o consumo elétrico da agricultura seja representativo em

relação ao total. De 2008 a 2012, a demanda agrícola por eletricidade cresceu

42%. Há o desenvolvimento de técnicas produtivas também na agricultura,

registrando produções recordes de grãos nos últimos anos.

O consumo do setor de transportes aumentou 30,5% no período considerado. O

governo da Índia tem buscado a melhoria da mobilidade urbana, por exemplo,

através de projetos de expansão da malha metroviária. Atualmente, diversas

construções de metrôs estão em andamento na Índia.

A Tabela 169 abaixo demonstra o consumo do próprio setor elétrico na Índia.

Como era de se esperar, dado um aumento da demanda e da geração, o

consumo do setor variou positivamente durante o período, de 2008 a 2012. Em

2012, o setor elétrico consumiu 71TWh, o equivalente a 6,3% da geração total

para o ano.

Tabela 169 – Consumo do próprio setor elétrico na Índia, em TWh: 2008-2012

Fonte: IEA (2013)

3.2. Estrutura do setor elétrico na Índia

3.2.1. Organização do setor elétrico da Índia

Para entender o atual setor elétrico indiano, é necessário retornar às condições

dos primeiros anos de independência do país, após 1947. A geração elétrica na

Índia sempre foi baseada em recursos térmicos e hídricos. No entanto, no início

da emancipação, companhias privadas eram as verdadeiras responsáveis pela

geração e distribuição de energia. A energia elétrica estava restrita a regiões

urbanas e ausente nos campos e vilarejos – que concentravam a imensa maioria

da população.

Nos anos de 1950, o setor elétrico recebeu atenção especial do governo,

chegando a contribuir por 18-20% de todos os desembolsos estatais605. Naqueles

primeiros anos, o consumo per capita de energia elétrica era de somente 15

kWh/ano. Em dezembro de 1950, 37% da capacidade instalada pertenciam ao

setor público e os 63% restantes ao setor privado606. Em 2012, o setor público

respondia por 71,9% da capacidade, frente aos 29,1% do setor privado607. O

governo passou a participar mais ativamente do setor elétrico por meio da

605 History of Indian Power Sector (2012) Indian Power Sector.


607 Overview (2012) Indian Power Sector.

2008 2009 2010 2011 2012

Consumo do setor 55,1 61,3 65,5 68,4 71

260

Resolução de Política Industrial de 1956, que previa geração, transmissão e

distribuição de energia quase que exclusivamente estatais. Essa resolução e

anteriormente o Ato de Eletricidade de 1948 – que permitiu a criação de

Agências Estaduais de Eletricidade (State Electricity Boards ou SEBs) –, tornaram

o governo o verdadeiro responsável pela eletricidade no país. Através do Ato

de 1948 a Central Electricity Authority foi criada para planejar a expansão da

matriz. Além disso, a Constituição indiana precisava que “eletricidade” era

uma matéria de competência conjunta do Governo Central e dos estados.

No ano de 1991, seguindo o exemplo de outros países, a Índia anunciou uma

política de liberalização do setor elétrico para uma maior participação

privada608. No mesmo ano, o Ato de 1948 foi emendado para garantir a criação

de companhias privadas de geração. Houve esforços no sentido de melhorar o

ambiente financeiro para particulares a fim de que os retornos de investimentos

em instalações elétricas fossem mais atrativos. O Ato da Comissão Regulatória

de Eletricidade (1998) criou órgãos de regulação tarifária – por exemplo, a

Central Electricity Regulatory Commission (CERC) – e admitiu a transmissão como

uma atividade separada para atrair investimentos tanto públicos como

privados. A participação do setor privado na área de transmissão estaria restrita

à construção e manutenção das linhas sob a supervisão e operação de

companhias estatais de transmissão (STU). Odisha609, um dos estados mais

pobres da Índia, era conhecido por ter o pior SEB do país610 foi, em 1996, o

primeiro estado a reestruturar-se, privatizando seu setor energético. Dessa

forma, separou seu SEB em companhias privadas para cada etapa da cadeia:

geração, transmissão e distribuição.

No contexto nacional, as respostas dos agentes privados às iniciativas do

governo indiano foram positivas inicialmente. No entanto, muitos projetos

encontraram entraves significativos na finalização de acordos de compra de

eletricidade, na transparência de mercado e nos contratos para fornecimento de

combustíveis. Alguns credores privados relutaram em financiar grandes

projetos independentes de energia e vender eletricidade a um comprador

monopolista como um SEB, que, pelo sistema de subsídios, não era

financeiramente. Havia ainda incertezas relacionadas aos acordos de

fornecimento de combustíveis, sobretudo pela dificuldade em negociar com os

fornecedores públicos.

Apesar das reformas dos anos de 1990, as companhias estatais continuaram a

apresentar baixa eficiência comercial611. Em 2001/2002, as perdas comerciais do


609 Conhecido também pelo antigo nome, Orissa.

610 More Power to India: The Challenge of Electricity Distribution (2014) World Bank.


261

setor representaram 1,5% do PIB. Os índices operacionais deterioravam-se à

medida que o aumento da demanda excedia o crescimento da capacidade

instalada.

Para não ferir a solvência de empresas energéticas, o governo lançou o Ato de

Eletricidade de 2003, que constituiu um verdadeiro marco no setor. Através dele:

a) Separação das agências estaduais de eletricidade: a geração, a transmissão, a

distribuição e o despacho deveriam ser operados independentemente;

b) Licenciamento de geração: o requerimento de licença à Central Electricity

Authority para construir e operar plantas elétricas foi revogado (exceto para

projetos hidrelétricos com alto investimento), tornando mais simples que

qualquer companhia entrasse no mercado;

c) Permissão de amplo acesso: as State Energy Regulatory Commissions (SERCs)

são obrigadas a fornecer notificação de acesso não-discriminatório às redes,

o que permite a venda de eletricidade diretamente aos grandes

consumidores fora de acordos de compra com as distribuidoras, ou seja,

através de acertos de transações em contratos bilaterais;

d) Introdução da comercialização de energia elétrica: foram especificadas

regulações para permitir a comercialização de eletricidade. Os SERCs são

responsáveis por estabelecer licenças à comercialização intra-estatal (em um

determinado ponto do território indiano), enquanto a CERC é responsável

pelas licenças interestaduais (intercâmbio entre Maharashtra e Rajastão, por

exemplo).

Dentre outras iniciativas notáveis tomadas pelo Ato de 2003 estão ainda a forte

ênfase na concorrência, a adoção de um esquema tarifário multi-anual e a

promoção de eletrificação rural e energias renováveis612. A Figura 46 ilustra a

estrutura do setor elétrico para cada estado na Índia em 2013. Existem

contrastes significativos entre as realidades locais.


262

Figura 46 – Estrutura do setor elétrico para cada estado na Índia: 2013

Fonte: Pargal & Mayer 2013 (Banco Mundial 2014)

O sistema elétrico na Índia tem uma organização bastante heteronêna havendo

em um extremo estados com divisão entre as geração, transmissão, distribuição

e comercialização, como o Rajastão e Delhi e, no outro extremo, estados onde as

empresas de energia ainda estão verticalizadas, como se verifica por exemplo

em Kerala ou em Manipur.

A geração, nos estados em que ela é uma atividade separada, é composta por

empresas públicas (Public Sector Undertaking ou PSU) e centrais geradoras de

propriedade privada. A maior empresa elétrica da Índia é a National Thermal

Power Corporation (NTPC), de propriedade do governo e dedicada à geração

térmica. O intuito da entidade é aumentar sua capacidade de geração para

128GW até 2032613. Além da NTPC, a Índia conta com outras PSUs elétricas:

NHPC (National Hydroelectric Power Company) e NPCIL (Nuclear Power

Corporation of India Limited). A presença do setor público na geração é grande,

embora tenha caído com o passar dos anos.

A transmissão é principalmente de responsabilidade do governo Central,

através da PCGIL (Power Grid Corporation of India Limited), operadora das redes

de transmissão. Para facilitar o processo de administração das linhas em um

país extenso e com contrastes regionais relevantes que nem a Índia, o território

foi dividido em cinco regiões: Norte, Nordeste, Sul, Leste e Oeste. A PGCIL

transmite cerca de metade da geração total na Índia e busca integrar diferentes

regiões com o sincronismo de redes para a utilização ótima dos recursos, dos

geradores aos centros de carga. Além da PGCIL, há os Centros Estaduais de

613 NTPC (2009) About us.

263

Despacho de Carga (SLDC), que respondem pelo restante da carga,

exclusivamente em seus estados.

A distribuição é gerida por várias empresas de distribuição (DISCOMS) e

agências estaduais de eletricidade (SEBs). O Ministry of Power lista 41

DISCOMS na Índia. Alguns estados só possuem uma (Meghalaya, Assam);

outros, cinco (Uttar Pradesh, Karnataka). Os sistemas de distribuição foram

privatizados em Délhi e em Odisha614. As distribuidoras atuam também como

comercializadoras, pois não há a opção, para um cliente residencial, de escolher

seu fornecedor em um mercado varejista. Entretanto, no país, de forma geral, os

consumidores residenciais são uma demanda cativa. Já os clientes com

demanda elétrica acima de 1mw podem comprar energia bilateralmente,

conforme mostraremos mais abaixo.


Na Índia, além de entidade privadas, existem instituições que foram criadas

para garantir um bom funcionamento do setor elétrico:

a) Ministry of Power615 tem por objetivo planejar e formular a política

energética, estudar esquemas para decisões de investimento, monitorar a

implementação dos projetos elétricos, capacitar e desenvolver a mão-de-

obra do setor, bem como administrar e promulgar legislações referentes às

térmicas, hidrelétricas, geração, transmissão e distribuição de energia

elétrica;

b) Central Electricity Authority (CEA)616 é a responsável por aconselhar o

governo em tomadas de decisões das políticas energéticas e está

completamente ligada ao Ministry of Power. A missão da CEA é integrar a

coordenação técnica e a supervisão de programas do ministério. Para isso,

prepara o Plano Nacional de Eletricidade que deve estar em conformidade

com a Política Nacional de Eletricidade previamente definida. Esses planos

são fundamentais para a expansão da matriz;

c) Power Grid Corporation (PGCIL) é a única transmissora central do país.

Responde pela operação e transporte de eletricidade em alta tensão e

pertence ao governo da Índia. Embora tenha um papel importante na

integração interregional, existem outras operadoras de rede na Índia,

conforme já antecipado;

d) Indian Energy Exchange (IEX)617 é uma das plataformas de comercialização de

energia elétrica. Atualmente, cerca de 3.000 participantes em 29 estados,

614 Power Distribution reforms in Delhi (2010) IDFC.

615 About Ministry (2004) Ministry of Power.

616 Central Electricity Authority (2014) Ministry of Power.

617 IEX India (2013) About us Overview.

264

mais de 800 geradores privados e 2.800 consumidores de livre acesso

participam da IEX, que fornece um meio para intercâmbio de energia física e

transações entre os agentes do setor. Tem por missão operar o mercado

elétrico com transparência, concorrência e garantindo a confiança das

liquidações;

e) Power Exchange India (PXIL)618 foi a primeira plataforma de comercialização

de eletricidade na Índia, iniciando sua operação em 2008. Assim como a IEX,

também congrega geradores e consumidores livres para acordarem o preço

da eletricidade;

f) Central Electricity Regulatory Commission (CERC) tem a missão de promover a

competição, eficiência e economia nos mercados elétricos, aumentando a

qualidade de fornecimento, promovendo investimentos e advertindo o

governo quanto aos entraves institucionais do setor. A entidade é a

reguladora das tarifas de geração das empresas operadas e controladas pelo

Governo Central. Além disso, regula a transmissão interestadual no país,

estabelecendo tarifas específicas. A CERC fornece licenças para atuação na

rede de transmissão e torna-se árbitra em disputas litigiosas envolvendo

geradores ou licenciados de transmissão;

g) State Electricity Regulatory Commissions (SERC)619 existem para cada um dos

estados indianos. Têm a responsabilidade de regular a tarifa final dos

consumidores cativos de seus territórios respectivos, determinar a tarifa de

uso de ativos de transmissão, regular os monopólios naturais e prezar pela

eficiência e competição no setor elétrico para seguir as diretrizes da CERC.

h) Ministry of New and Renewable Energy (MNRE)620 é o corpo do governo

responsável por todas as questões que envolvam energia nova ou renovável.

O principal objetivo da entidade é desenvolver a participação das

renováveis na matriz elétrica a fim de complementar as necessidades

energéticas da Índia.


Na Índia, há um mercado varejista e um mercado atacadista. No varejo, os

clientes residenciais integram um mercado regulado e são, portanto cativos das

distribuidoras. Já os usuários com demanda contratada acima de 1mw podem

comprar energia diretamente no mercado livre e firmar contratos bilaterais com

geradoras em alguma das plataformas de comercialização existentes. Em

novembro de 2014, os contratos bilaterais de longo prazo respondiam por 89%

da eletricidade do mercado livre621. Os mercados de médio e curto prazo, por

618 PXIL (2014) About us.

619 DERC (2014) Functions DERC.

620 MNRE (2014) Introduction.

621 IEX (2014) Electricity Market.

265

sua vez, constituíam 6% e 3% do mercado livre, respectivamente. Os 2%

restantes referiam-se aos ajustes e compras instantâneas de energia no mercado

spot.

A IEX representa 96% do mercado de comercialização, com cerca de 80GWh

negociados diariamente622. No atacado da IEX, existem quatro tipos de

mercados: mercado do dia seguinte, mercado de prazo seguinte, certificados de

energia renovável e o mercado de cetificados de eficiência energética (PAT)623.

O mercado do dia seguinte surgiu em junho de 2008 e caracteriza-se por ser um

espaço de negociação de entrega da energia física para o dia seguinte à

operação. Os contratos são firmados a cada quinze minutos entre os agentes. Os

preços da eletricidade são determinados através de um mecanismo de leilão

para vendedores e compradores. As operações devem estar de acordo com os

procedimentos estabelecidos pela PGCIL (operadora da rede) e pela CERC

(reguladora).

O mercado de prazo seguinte624 oferece outras opções de contratos aos

participantes que desejam flexibilizar a compra e venda de energia em prazos

estendidos ou encurtados. Ele pode ser dividido em quatro segmentos:

contingência do dia seguinte (negociação no dia anterior e depois do mercado do

dia seguinte, para ajustes), intra-diário (negociação a poucas horas antes da

entrega), diário (negociação de até uma semana de antecedência) e semanal

(negociação de até 11 dias de antecedência).

A CERC introduziu os certificados de energia renovável (REC)625 a fim de facilitar a

compra de energia renovável por companhias energéticas e entidades

obrigadas, incluindo estados que não dispõem recursos renováveis em sua

matriz elétrica. O REC deseja criar um mercado nacional para que geradores de

renováveis recuperem seus gastos. Atualmente, 1 REC representa 1MWh de

eletricidade gerada a partir de fontes renováveis. Os RECs são divididos em

dois tipos: solares e não-solares. Os preços praticados para fontes solares são

muito maiores que os de outras fontes renováveis.

Sob o mecanismo do REC, um gerador pode produzir eletricidade renovável de

qualquer ponto do território indiano. Essa unidade geradora receberá o custo

pela eletricidade como qualquer fonte convencional, além de um “atributo

verde”, que será comercializado no mercado elétrico através de um preço

determinado. Esse atributo leva em consideração que o custo de geração

renovável é diferenciado do custo de geração convencional e, portanto, merece

622 IEX (2014) Electricity Market.

623 A outra plataforma de comercialização, PXIL, conta com seis tipos de mercado: do dia seguinte, contingência do dia seguinte, semana seguinte, intra-diário, de qualquer dia e o REC.

624 IEX (2013) FAQs.

625 IEX (2013) Renewable Energy Certificates.

266

um tratamento especial. As entidades obrigadas a comprar certa cota de energia

renovável (Renewable Purchase Obligations ou RPO) terão de adquirir o montante

renovável através desse mercado. Cada estado indiano é responsável por

estabelecer essa cota, já que existe um esquema regulatório por região. Andhra

Pradesh estabeleceu que esse montante deveria ser equivalente a 0,25% do total

de eletricidade comercializada para o período de 2012-2013. Dentre as entidades

obrigadas a comprar os RPO, estão as distribuidoras licenciadas e usuários de

livre acesso ao mercado atacadista. Caso não consigam comprar o volume de

orbrigações que precisam, terão de depositar um valor correspondente em um

fundo para compensar o déficit. A Figura 47 demonstra o funcionamento do

REC em vigência na Índia, que tem impulsionado as renováveis nos últimos

anos.

Figura 47 – Funcionamento do mercado de certificados de energia renovável

na Índia

Fonte: IEX (2014)

Finalmente, o Perform, Achieve & Trade (PAT)626 é um mecanismo de mercado

que tem o objetivo de promover a eficiência energética em indústrias

eletrointensivas. O esquema abrange 478 consumidores designados (DCs) de

oito setores eletrointensivos: térmico, alumínio, cimento, fertilizantes, ferro e

aço, papel e celulose, têxtil e cloro-álcali (químico). Esses oito setores

respondem por 25% do PIB e 45% do consumo primário da Índia. O PAT facilita

que os DCs alcancem suas obrigações legais estabelecidas no Ato de

Conservação da Energia de 2001. A Figura 48 ilustra o número de DCs por setor

industrial no primeiro ciclo do PAT (2012-2015).

626 IEX (2013) Energy Saving Certificates.

267

Figura 48 – Composição dos consumidores designados (DCs) por setor

industrial: 2012

Fonte: IEX (2013)

É pelo PAT que os certificados de poupança de energia (ESCerts) são

comercializados entre os agentes. Os DCs que alcançarem as reduções

estabelecidas e até superarem as metas poderão vender ESCerts aos deficitários.

Os DCs que não atenderem aos padrões requeridos serão obrigados a comprar

certificados no mercado elétrico ou a pagar uma penalidade. Atualmente, 1

ESCert equivale a 1 TEP (tonelada equivalente de petróleo). Além de ser

privilegiar a eficiência energética, o mecanismo funciona como um atenuante de

externalidades negativas (poluição), principalmente para o setor térmico.


A Índia possui um dos menores preços de energia elétrica para o consumidor

residencial no mundo. Atualmente, um forte esquema de subsídios cruzados

está em vigor entre consumidores industriais/comerciais e consumidores

residenciais/agrários. A indústria e o comércio pagam um preço

significativamente maior pela energia fornecida a fim de compensar o déficit

tarifário dos outros dois tipos de consumidores. O mecanismo de subsídios será

detalhado na seção seguinte.

É difícil precisar o custo real da eletricidade no país porque há divergências

ímpares entre regiões e cada estado deve receber uma análise específica. Por

exemplo, o preço da eletricidade em Maharashtra (onde se localiza a maior

cidade da Índia, Mumbai) é significativamente maior pela não-abundância de

recursos energéticos como em outros estados menos populosos, o que o obriga

a importar carvão de Odisha.

As tarifas são estabelecidas pela Central Electricity Regulatory Commission (CERC)

e pelas State Electricity Regulatory Commissions (SERCS), de responsabilidade de

cada estado nacional. As tarifas são muito variáveis por região e município627 e

levam em conta os custos com geração, transmissão e distribuição para a

627 Think BRIC! India (2009) KPMG.

268

formulação do preço final da eletricidade. As companhias de distribuição

instituíram categorias tarifárias de consumidores. De forma abrangente, as

categorias são:

a) Residenciais de baixa tensão: para a maior parte dos consumidores

residenciais;

b) Residenciais de alta tensão: fornecimento elétrico para condomínios

residenciais;

c) Comerciais de baixa tensão: para pequenos negócios e escritórios;

d) Comerciais de alta tensão: negócios e agências de grande porte;

e) Industriais de baixa tensão: para pequenas unidades manufatureiras;

f) Industriais de alta tensão: voltadas para indústrias pesadas e grandes

consumidores.

As tarifas elétricas na Índia possuem três componentes principais628629:

a) Custo de compra da energia: incorpora os custos de geração e os custos de

transmissão. Esse componente responde por 80% do preço final para a

cidade de Delhi;

b) Custo de operação e manutenção: considera os custos das distribuidoras em

reparação, manutenção do sistema, administração e com pessoal.

Contabiliza 10% do preço aos consumidores finais na mesma cidade;

c) Custos financeiros: englobam a depreciação dos ativos das distribuidoras, a

taxa de juros e impostos estabelecidos pelo governo. Esses custos perfazem

os restantes 10%.

Dessa forma, o custo das distribuidoras em Délhi é uma pequena fração do

custo final. Já em Mumbai, os custos com distribuição respondiam por 15,6% do

preço da energia final em 2009630.

Para exemplificar uma realidade do subcontinente indiano, a análise dos preços

a seguir será para a cidade de Délhi, uma metrópole de mais de 20 milhões de

habitantes e que possui uma distribuidora privada, a BSES, fornecendo

eletricidade a 3,4 milhões de unidades consumidoras631.

Em Délhi, 100% da energia elétrica é gerada por plantas públicas. As tarifas são

aprovadas pela CERC e pela DERC (a SERC de Délhi). O aumento dos custos

em geração é repassado integralmente às distribuidoras, que não têm nenhum

controle no custo de compra da energia. De 2003 a 2013, esse custo cresceu

628 As participações (%) no custo final de cada componente referem-se a Délhi.

629 BSES (2013) What determines electric tariff: a perspective.

630 Mumbai Power Scenario (2010) Facts RINFRA.

631 BSES (2012) BSES at a glance.

269

300%. Vale destacar que a inflação acumulada em 10 anos somou 120%632. A

Figura 49 demonstra a elevação do custo da energia elétrica de 2003 a 2013.

Figura 49 – Custo da energia elétrica (geração + transmissão) em Délhi: 2003-

2013

Fonte: BSES Delhi (2013)

A elevação foi resultado de uma série de fatores: o custo de importar carvão

ficou quatro vezes maior (apesar de grande produtora, a Índia também precisa

importar carvão); o custo de transmissão aumentou para compensar os

investimentos em expansão da rede; mais de 60% da energia elétrica provém de

novas plantas, que possuem custos fixos cinco vezes maiores que as plantas

antigas.

Observa-se na Figura 50 que, em uma época em que os custos com a compra da

eletricidade subiam, os reajustes das tarifas reguladas não acompanharam a

mesma tendência. Entre 2006 e 2011, assistiu-se presenciou-se uma situacão

estabilizada e até mesmo um completo congelamento tarifário (2009 e 2011).

Somente a partir de 2012 as tarifas subiram, tendo atingido em 2013, a tarifa

média para o consumidor varejista esteve em Rs 6,55/kWh, o que equivaleu a

US$ 0,101/kWh.

632 BSES (2013) What determines electric tariff: a perspective.

270

Figura 50 – Evolução da tarifa elétrica para os consumidores varejistas de

Délhi: 2003-2013

Fonte: BSES Delhi (2013)

Esse movimento provocou um rombo financeiro nas distribuidoras, o que

levou, a necessidade de aumentos de mais de 40% na tarifa elétrica em 2012 e

2013. No entanto, as perdas técnicas e comerciais caíram 40% nesses 10 anos, o

que evitou prejuízos maiores com custos irrecuperáveis. Além da queda das

perdas, os custos de operação da distribuidora BSES caíram 45%. Dessa forma, a

falta do reajuste tarifário teve seu impacto amortecido.

Até 200 kWh/mês, o custo da energia cobrado atualmente (2014) em Délhi para

um consumidor residencial é de US$ 0,062/kWh633. Considerando ainda a

BSES, a tarifa elétrica residencial de 200 kWh seguia a seguinte distribuição:

84,3% ao custo da energia, 4,2% ao custo fixo, 7,1% às sobretaxas gerais do

sistema e 4,4% a impostos634. O preço final da eletricidade na metrópole é

reconhecidamente mais competitivo que o de outras cidades indianas. Por

exemplo, uma mesma tarifa residencial de 200 kWh em Mumbai custaria 25,8%

a mais, mesmo com um custo da energia menor (US$ 0,054/kWh). Isso ocorre

porque a composição tarifária, neste caso, é bastante diferente: 59,9% ao custo

da energia, 21,2% às taxas de transmissão, 9,9% aos impostos, 6,4% aos custos

fixos e 2,6% aos encargos. Essa comparação só reforça a ideia de que a

pluralidade do país não deve ser ignorada em análises do sistema elétrico.

Segundo estimativas do Institute for Energy Economics & Financial Analysis

(2014)635, que tomou como fontes a CEA, a CERC e o Goldman Sachs, os custos

633 Esse valor considera somente o custo da energia, um dos componentes tarifários. Por exemplo, uma conta residencial de 200 kWh custaria US$ 14,65 (US$ 0,07325/kWh). Desse valor, US$ 12,35 (84,3%) corresponderiam ao custo da energia (0,062*200). Os outros US$ 2,3 (15,7%) seriam custos fixos, encargos e impostos.

634 Bijli Bachao (2014) Online Electricity Bill Calculator for all states in India.

635 IEEFA (2014) Briefing Note Indian Power Prices.

271

da energia na Índia para o período 2013-2014 tinham uma média de US$

0,0758/kWh. A Tabela 170 explicita os valores de acordo com o tipo de usuário.

Nota-se que os consumidores agrários e residenciais são beneficiados por custos

mais baixos. As tarifas mais elevadas recaem sobre os industriais e comerciais

para financiar esses consumidores.

Tabela 170 – Custo da energia elétrica por tipo de consumidor na Índia: 2013-

2014

Fonte: IEEFA (2014)


A Política Tarifária636, promulgada em 2006 pelo Ministry of Power, estabelece

que: “Embora seja reconhecido o direito governamental de impor encargos e

impostos sobre as vendas ou consumo da eletricidade, tal ação poderia

potencialmente distorcer a competição e o uso ótimo dos recursos,

especialmente se tais taxas são aplicadas seletivamente e através de uma base

não uniforme”. No mesmo documento, há uma especificação que privilegia o

subsídio direto do governo aos consumidores mais pobres em contrapartida ao

subsídio cruzado. O objetivo é que a tarifa reflita os custos reais do mercado

elétrico, com menos distorções.

Em 2011-2012, o Estado indiano aportou US$ 2,73 bilhões637 em subsídios

diretos ao setor elétrico. No entanto, o montante desses subsídios tem caído

desde 2009, ano em que contabilizou US$ 3,77 bilhões. Os descontos via

subsídios tarifários aos consumidores agrários e residenciais têm crescido a

cada ano em valores absolutos: no ano de 2007 registrou US$ 7,41 bilhões; em

2011, US$ 10,97 bilhões638. O superávit obtido pela venda de eletricidade a

outros setores (indústria e comércio) é bastante variável por período

considerado, mas alcançou US$ 734 milhões em 2011-2012.

636 Tariff Policy (2006) Ministry of Power.

637 Government of India: Annual Report 2011-2012 on The Working of State Power Utilities & Electricity Departments (2011).


Consumidor US$/kWh

Agricultura 0,04

Residencial 0,06

Industrial de Baixa Tensão 0,091

Industrial de Alta Tensão 0,091

Comercial 0,097

Média 0,0758

272

Nesse cenário de aumento de subsídios, redução de subsídios diretos do Estado

com o passar dos anos e um superávit insuficiente para arcar com todos os

custos, o orçamento das companhias energéticas deteriora-se. Em 2011-2012, o

volume total de subsídios descobertos chegou a US$ 7,5 bilhões639. Quem arca

com esses custos são as distribuidoras e companhias energéticas. Portanto,

existe um esforço generalizado para compensar tais perdas comerciais através

do subsídio cruzado, quando os industriais e comerciais pagam uma tarifa mais

alta que o custo real de fornecimento.

Na Índia, os encargos de eletricidade taxam, sobretudo, o consumo unitário

(por kWh). Quanto maior o consumo, maior o montante de encargos na tarifa.

Em alguns estados, a aplicação recai como uma percentagem dos custos totais

para o consumidor final (uso de energia elétrica somado ao custo fixo); em

outros, ambos os mecanismos são adotados. Em 2011-2012, o Estado indiano

arrecadou US$ 1,41 bilhão em encargos. Como cada estado regula sua própria

composição tarifária, há variações consideráveis entre os valores de encargos e

impostos por região. Na região da Caxemira, os encargos respondem por 17%

da conta ao consumidor final enquanto que em Tâmil Nadu e Madhya Pradesh

esse valor é nulo640. A energia elétrica no país está isenta do pagamento de

VAT641.



641 KPMG (2014) India: VAT essentials

273

4. JAPÃO

O Japão é um país com uma área de 377.815 km2 e uma população total que em

2012 atingiu 128 milhões de habitantes642. Na Tabela 171 se observa uma

relativa estagnação da economia japonesa com uma recuperação após a forte

queda do PIB em 2009, em função da crise econômica global, que apenas repôs

o nível de atividade de 2008. Em 2010, apesar do PIB ter apresentado

crescimento de 4,7%, a economia chinesa superou a japonesa, que era a segunda

maior economia do mundo desde 1968643.

Em relação ao PIB per capita, observa-se que se mantém praticamente constante

ao longo do período analisado, com uma queda mais acentuada em 2009, por

efeitos da crise.

Tabela 171 – Crescimento do PIB real e PIB per capita, Japão, 2008-2012

Fonte: Banco Mundial (2013) 644

4.1. Sistema Elétrico do Japão

O processo de liberalização do setor elétrico japonês (SEJ) começou no final do

século XX. Em dezembro de 1995, os produtores independentes de energia (PIE)

foram autorizados a prestar serviços atacadistas de eletricidade e, em março de

2000, foi liberalizado o abastecimento do varejo para os usuários de extra-alta

tensão (demanda superior a 2 MW). A abertura do mercado varejista

prosseguiu nos anos seguintes: em abril de 2004, estendeu-se para os usuários

de mais de 500 kW e, posteriormente, em abril de 2005, para os usuários de

mais de 50 kW. O modelo japonês de liberalização é baseado na livre

concorrência e na transparência, mas mantém a integração vertical da geração,

transmissão e distribuição para garantir um fornecimento estável de energia

elétrica645.

642 BANCO MUNDIAL (2014). http://datos.bancomundial.org/indicador/SP.POP.TOTL/countries.

643 ESTADÃO (2011). http://economia.estadao.com.br/noticias/negocios,pib-da-china-supera-o-do-japao-em-2010,54832e.

644 WORLD BANK (2013). http://data.worldbank.org/indicator/NY.GDP.PCAP.KD?page=1&order=wbapi_data_value_2012%20wbapi_data_value&sort=asc.

645 FEPC. http://www.fepc.or.jp/english/energy_electricity/history/index.html.

2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real -1 -5,5 4,7 -0,5 1,4


2005)36.817 34.822 36.473 36.203 36.801

100 94,58 99,06 98,33 99,95Variação PIB per capita

(2008 ano-base = 100)

274

O SEJ é dominado por dez empresas regionais privadas (Electric Power

Companies ou EPCOS), verticalmente integradas e agrupadas na Federation of

Electric Power Companies (FEPC), responsável por cerca de 80% da capacidade

instalada de geração do país. Além delas, cabe destaque para a empresa de

produção de eletricidade hídrica e térmica J-Power (também chamada EPDC –

Electric Power Development Company), que até 2004 era pública. Antes de

janeiro de 1996, as EPCOs detinham o monopólio da produção, transporte e

distribuição. As três mais importantes empresas, TEPCO, Kansai e Chubu,

representam cerca de 60% da capacidade instalada e vendas das dez EPCOS646.

Tokyo EPCO (TEPCO) tinha antes do acidente de Fukushima uma

capacidade instalada de 65GW (17,3 GW nuclear, 38,7 GW térmico e 9 GW

hidro). Atualmente, a capacidade nuclear instalada é de 12,6 GW já que 6

reatores nucleares da Fukushima Daichi foram desativados. Em junho de

2012 seus acionistas aprovaram a nacionalização da empresa e o Nuclear

Damage Liability Facilitation Fund é agora o maior acionista, com 54,7% da

participação.

Kansai EPCO tem 36 GW de capacidade, 11 reatores nucleares (9,8 GW de

capacidade). Representa 17% das vendas das dez EPCOS.

Chubu EPCO tem 33 GW de capacidade e representa 15% das vendas das

dez EPCOS.

Outras empresas são, de acordo com sua importância: Kyushu (20 GW),

Tohoku (18 GW), Chugoku (12 GW), Hokuriku (8 GW), Hokkaido (7,5 GW),

Shikoku (7 GW) e Okinawa (2,4 GW). As dez EPCOS representam 3/4 da

eletricidade produzida no Japão. Finalmente, merecem destaque as seguintes

empresas que também atuam no setor.

J-Power tem 17 GW de capacidade (8,4 GW térmicos e 8,6 GW hídricos). Foi

privatizada em 2004 por meio da venda, pelo Estado, de 83% do seu capital.

Em 2008, por razões de segurança nacional, o governo aumentou de 9% para

20% sua participação na J-Power..

Japan Nuclear Fuel Ltd (JNFL) é um empreendimento privado voltado para

desenvolver um ciclo de combustível nuclear fechado. Cerca de 1/3 do

capital social pertence à TEPCO.

Nuclear Fuel Industries Ltd é o único produtor de combustível nuclear, no

Japão desde 1972. Em 2009, a Westinghouse Electric adquiriu 52% do capital

da companhia da Furukawa Electric Co e Sumitomo Electric Industries, que

ficaram com os 48% restantes (24% cada).

646 ENERDATA (2014). https://estore.enerdata.net/energy-market/sample-energy-report-1.pdf.

275

Figura 51 – Sistema Elétrico Japonês: EPCOs

Fonte: TEPCO (2004)647


Tido como um país pobre em recursos energéticos, o Japão importa 96% da

energia primária de que necessita. Mesmo com a introdução da energia nuclear,

a dependência ainda é de 82%. Após as duas crises do petróleo, na década de

1970, o país, diversificou suas fontes de energia através do aumento da

utilização de energia nuclear, gás natural e carvão, assim como pela promoção

da eficiência energética648.

O Japão era o terceiro maior produtor mundial de energia nuclear depois dos

Estados Unidos e França antes do acidente de Fukushima em março de 2011.

Após o acidente, a composição dos combustíveis usados para geração de

eletricidade foi deslocada para os combustíveis fósseis, principalmente o

GNL649.

Para as usinas térmicas, o carvão, que dominou a geração por muitos anos,

permanece como um importante insumo termoelétrico. A produção nacional de

carvão terminou em 2002 e o país passou a importar todo o carvão que

consome. O Japão foi o maior importador de carvão por três décadas, até 2012,

quando a China ultrapassou as importações japonesas. Hoje, uma grande

variedade de combustíveis, incluindo os dois anteriores e o GNL, é utilizada na

647 TEPCO (2004). http://www.tepco.co.jp/en/news/presen/pdf-1/0406-e.pdf.

648 FEPC (2014).

649 EIA (2014). http://www.eia.gov/countries/analysisbriefs/Japan/japan.pdf.

276

geração térmica. O GNL foi uma alternativa em resposta às preocupações

ambientais, já que emite menos dióxido de carbono e outros poluentes650.

O potencial hidroelétrico já foi quase todo explorado no Japão e, recentemente,

com o potencial que ainda não foi explorado, o país tem desenvolvido apenas

usinas de pequeno porte. Outra alternativa foi a construção de plantas de

geração de energia de armazenamento bombeado para atender à demanda de

pico.

Na Tabela 172, observa-se que, em 2012, o Japão tinha 284 GW de capacidades

instalada agrupados na FEPC, dos quais 66,5% correspondiam a fontes

térmicas, 16,3% a nucleares e 17,2% a hídricas. Os dados para fontes renováveis

não estavam disponíveis para 2012, mas em 2011 a capacidade instalada era de

3GW.

Tabela 172 – Capacidade instalada no Japão, em GW, 2008-2012

Fonte: FEPC, 2014

A indústria elétrica japonesa acreditava até o acidente de Fukushima que a

energia nuclear continuaria mantendo uma posição importante na combinação

ótima de fontes de geração, tanto para garantir a segurança energética quanto

para contribuir com a redução do aquecimento global. Após Fukushima, as

concessionárias japonesas de energia elétrica estão firmemente comprometidas

com a implementação de medidas de segurança abrangentes para reforçar a

segurança das usinas nucleares651 de forma permitir que ao menos alguns dos

reatores paralisados voltem a operar.

4.1.2. Geração

Segundo a IEA (2013), a energia elétrica total gerada pelas usinas japonesas em

2012 foi de 1.034,3 TWh. Dessa carga, conforme observado na Tabela 173, 85,3%

correspondeu à geração térmica, 8,1% à geração hídrica, 1,5% à geração nuclear

e 2,9% aos biocombustíveis (biomassa). Por estar localizado em uma região

tectônica, o Japão dispõe de fontes geotérmicas, embora a participação seja

reduzida (0,2% em 2012).

650 FEPC (2014).

651 FEPC (2014).

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 47,9 (17,3%) 48,0 (17,1%) 48,1 (17,0%) 48,4 (16,9%) 48,9 (17,2%)

Térmica 179,3 (64,6%) 181,7 (64,6%) 182,4 (64,6%) 185,3 (64,9%) 188,9 (66,5%)

Nuclear 47,9 (17,3%) 48,8 (17,4%) 49,0 (17,4%) 49,0 (17,2%) 46,1 (16,3%)

Renovável 2,3 (0,8%) 2,5 (0,9%) 2,9 (1,0%) 3,0 (1,0%) -

Total 277,5 (100%) 281,1 (100%) 282,3 (100%) 285,7 (100%) 284,0 (100%)

277

Tabela 173 – Geração total de energia elétrica por fonte no Japão, em TWh,

2008-2012

Fonte: IEA (2013)

A geração hidroelétrica diminui em 2012 na comparação com o ano anterior

devido, principalmente, à menor afluência. Esses dados incluem as plantas

reversíveis. A redução da quantidade de eletricidade gerada por fonte nuclear

levou a um aumento de 9,1% na geração térmica em relação a 2011. A geração

de eletricidade nas centrais nucleares reduziu 84,3% e o fator de capacidade foi

de 4,2% em 2012 contra 24,7% em 2011652. Constata-se que a indústria elétrica

japonesa passa a depender mais de fontes térmicas (de que não dispõe

internamente) para abastecer a demanda por energia.

Para atender à demanda de eletricidade, a opção é a importação de insumos de

geração, como o gás natural liquefeito, já que as perspectivas de importação de

eletricidade, a partir de países vizinhos, é uma alternativa muito remota, dado

que o Japão é uma nação insular653. No Japão, 95% da demanda por gás natural

é abastecida com GNL654. O setor elétrico japonês consume cerca de 64% de

todo GNL importado. Entre 2010 e 2013, as importações deste combustível

cresceram 25%. Por ser um país quase que totalmente dependente de

importações energéticas, a segurança de fornecimento nacional tem o risco de

ficar comprometida por restrições externas. Nesse sentido, o Japão buscou

historicamente não depender de nenhuma nação exclusiva, isto é, as

importações de GNL não estão concentradas, mas bastante diluídas dentre os

exportadores: Austrália (18%), Qatar (18%), Malásia (17%) e Rússia (10%) são os

maiores fornecedores do insumo ao país. O país é o maior importador mundial

de GNL, o segundo maior importador de carvão e o terceiro maior importador

de petróleo655.

652 FEPC (2013).

653 FEPC (2014).

654 EIA (2013) Japan is the second largest net importer of fossil fuels in the world http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=13711

655 EIA (2014).

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 83,5 (7,7%) 83,8 (8,0%) 90,7 (8,1%) 91,7 (8,7%) 83,7 (8,1%)

Térmica 710,2 (65,6%) 655,7 (62,4%) 691,6 (61,9%) 807,9 (76,8%) 881,8 (85,3%)

Nuclear 258,1 (23,8%) 279,8 (26,6%) 288,2 (25,8%) 101,8 (9,7%) 15,9 (1,5%)

Eólica 2,9 (0,3%) 3,6 (0,3%) 4,0 (0,4%) 4,7 (0,4%) 4,8 (0,5%)

Solar 2,3 (0,2%) 2,8 (0,3%) 3,8 (0,4%) 5,2 (0,5%) 7,0 (0,7%)

Biomassa 15,4 (1,4%) 14,3 (1,4%) 29,1 (2,6%) 29,1 (2,8%) 30,2 (2,9%)

Resíduos 7,3 (0,7%) 7,4 (0,7%) 7,1 (0,6%) 8,2 (0,8%) 8,3 (0,8%)

Geotérmica 2,8 (0,3%) 2,9 (0,3%) 2,6 (0,2%) 2,7 (0,3%) 2,6 (0,2%)

Total 1.082,5 (100%) 1.050,3 (100%) 1.117,1 (100%) 1.051,3 (100%) 1.034,3 (100%)

278

Com o apoio às renováveis, houve um aumento na geração solar e eólica, bem

como na de biomassa e resíduos. A participação dessas fontes na matriz elétrica

japonesa tem crescido e a desativação de plantas nucleares é um impulso

adicional para a operação de plantas de fontes alternativas


A rede de transmissão no Japão opera com dois níveis de frequência, em 50 Hz

e 60 Hz. Parte do país, incluindo Tóquio é atendido em 50 Hz pela Tepco; outra

parte incluindo Nagoya, Kyoto e Osaka é atendido em 60 Hz pela Chubu,

existindo uma única unidade conversora de frequência656. Devido a esta

diferença de frequência as empresas que operam as linhas de transmissão de

alta tensão foram obrigadas a manter a autossuficiência de seus sistemas, de

modo que as interligações entre as áreas são fracas e, destina-se a fins de

segurança do sistema operacional. A capacidade de interconexão entre a rede

de 50Hz e a rede de 60Hs é de 970 MW657.

Tabela 174 a seguir demonstra a extensão das linhas de distribuição e de

transmissão no Japão. Os ativos das dez principais empresas estão somados.

Observa-se a evolução das redes japonesas de 1965 até 2013. Tanto nas linhas de

distribuição como nas de transmissão, a participação de linhas subterrâneas

vem crescendo com o passar dos anos. Neste caso, é necessário considerar o fato

geográfico (o Japão é composto por ilhas predominantemente montanhosas,

com espaço reduzido para uma grande população, o que acarreta uma alta

densidade demográfica). No ano de 2012, o Japão possuía 1.532.581 km de

linhas elétricas, das quais a distribuição respondia por 87,9%.

656 WNA (2014). http://www.world-nuclear.org/info/Current-and-Future-Generation/Electricity-Transmission-Grids/.

657 OECD (2008). http://www.oecd-ilibrary.org/docserver/download/6108181e.pdf?expires=1415286400&id=id&accname=ocid54025470&checksum=AA805C43273D439FA6D8D9DCE4B2153A.

279

Tabela 174 – Extensão das linhas de transmissão e de distribuição no Japão:

10 empresas (1965-2012/13)

Fonte: TEPCO (2013)

A Tabela 175 apresenta as perdas totais de redes no Japão, que variaram de 49

TWh a 51,3 TWh. Em termos relativos, considerando o total de eletricidade

gerada por período, a indústria elétrica japonesa perdeu, em média, 4,6% da

eletricidade, operando com eficiência na comparação com países europeus e

asiáticos.

Tabela 175 – Perdas na distribuição de energia elétrica no Japão, em TWh,

2008-2012

Fonte: IEA (2013)

4.1.4. Consumo

A demanda de energia elétrica no Japão em 2012 foi de 922,7 TWh, conforme

demonstrado na Tabela 176. Do total, 29,9% foram consumidos pelo setor

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 51,3 50,5 49,4 49 45,4


280

industrial, 31,1% pelo setor residencial e 36,1% pelo setor de comércio e

serviços.

Tabela 176 – Consumo de energia elétrica no Japão por tipo de consumidor,

em TWh, 2008-2012

Fonte: IEA (2013)

De 2008 a 2012, o consumo elétrico japonês apresentou queda de 4,3%, puxada,

sobretudo, pelo arrefecimento industrial, dadas as incertezas e efeitos da crise

econômica mundial. As indústrias japonesas são eletrointensivas, altamente

tecnológicas e voltadas à exportação, pois o consumo interno já está

consolidado. Até 2010, a indústria ultrapassava o consumo total das residências

– ano em que houve um crescimento relevante do PIB, ainda que em menor

grau que a recessão de 2009. A partir de 2011, no entanto, com uma nova

recessão, a demanda elétrica das residências superou a industrial, tendência que

se repetiu em 2012. Vale ressaltar que o câmbio tem um papel decisivo no

desempenho industrial. Em 2011, houve a maior apreciação histórica desde a

Segunda Guerra Mundial. De 2008 a 2012, o consumo industrial caiu 11%.

A liderança do consumo elétrico ocorre no setor comercial e de serviços. Houve

queda de 3,8% no consumo deste setor, abaixo da média registrada. A

agricultura operou com estabilidade bem como os transportes por serem setores

básicos e menos variáveis às pressões econômicas.

Em julho de 2011, para superar o período de pico de demanda de eletricidade

do verão japonês, o governo implementou um plano que exigia uma redução de

15% no uso de todos os consumidores de eletricidade. Estas medidas tiveram

um impacto real: o consumo total diminui 6% em 2011 em relação a 2010. Em

agosto daquele ano a redução foi de 11,5%, mês que corresponde a um pico na

demanda devido ao uso de ar condicionado658.

Por outro lado, vale a pena destacar na Tabela 159 abaixo o consumo do próprio

setor energético japonês entre o período 2008-2012. Em 2012, o setor energético

consumiu 65,2 TWh, o que correspondeu a 6,3% da geração total para o ano. Em

2008, o consumo do próprio setor equivaleu a 6,1% da geração.

658 GCSEP (2012). http://www.leonardo-energy.org/decrease-japanese-power-consumption-adapt-fading-nuclear-activity.

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 309,9 289,4 328,2 286,7 275,9

Residencial 286,2 286 305,2 290,2 287,3

Serviços 346,4 338,1 342,7 337,8 333,1

Agricultura 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9

Transporte 18,8 18,8 18,9 18,7 18,6

Outros 2,2 2,8 3,8 5,1 6,9

Total 964,4 936 999,7 939,4 922,7

281

Tabela 177 – Consumo do próprio setor energético no Japão, em TWh, 2008-

2012

Fonte: IEA (2013)

4.2. Estrutura do Setor Elétrico do Japão

4.2.1. Organização do Setor Elétrico Japonês

Na década de 1990, após a desregulamentação do setor elétrico em vários

países, o governo japonês fez algumas tentativas reproduzir o mesmo em seu

mercado elétrico. No entanto, os esforços não resultaram em uma mudança

abrangente no setor, em razão da forte oposição política e pressão das empresas

de energia regionais. Assim, enquanto o mercado atacadista de eletricidade

(geração) está aberto a novos entrantes, os monopólios regionais ainda

fornecem de 96 a 98% da energia elétrica659.

A sequência das reformas introduzidas no setor elétrico japonês pode ser

dividida da seguinte forma660:

1995 – abertura do mercado para os produtores independentes de

energia (PIEs) e permissão para as empresas de geração atuarem

verticalmente integradas.

2000 – introdução de competição parcial no mercado varejista e

separação contábil do setor de distribuição e transmissão.

2005 – expansão da competição no mercado varejista de eletricidade e

estabelecimento do mercado atacadista de eletricidade (JEPX) e suporte

para a transmissão em áreas mais amplas.

2008 – Fim da liberalização para o setor residencial, ao considerar que

não trouxe benefícios para os consumidores. Optou-se por reformas

regulatórias para melhorar o ambiente competitivo nos mercados que já

haviam sido liberados.

Pela ocorrência do acidente na central nuclear de Fukushima, em consequência

do terremoto seguido de tsunami de 2011, o setor elétrico precisou ser

radicalmente revisto. Em abril de 2013, o Conselho de Ministros decidiu fazer

Policy on Electricity System Reform, que consiste em três pilares: expansão das

redes elétricas, liberalização total da geração e do mercado atacadista e

659 NBR (2013). http://www.nbr.org/research/activity.aspx?id=368.

660 METI (2014). http://www.meti.go.jp/english/policy/energy_environment/electricity_system_reform/pdf/201410EMR_in_Japan.pdf.

2008 2009 2010 2011 2012

Consumo do setor 65,7 62,8 66,7 61,8 65,2

282

separação das atividades. Assim uma nova reforma foi segmentada em três

fases, revendo a liberalização para pequenos consumidores661:

Fase 1 (até 2015): estabelecimento do Organization for Cross-regional

Coordination of Transmission Operators (OCCTO) e de uma organização

reguladora independente, com o objetivo de criar um mercado atacadista

de energia no Japão nos moldes do Electric Reliability Council of Texas662.

Fase 2 (2016): todas as classes de clientes estarão abertos à competição até

2016.

Fase 3 (2018-2020): ainda em fase de votação, deverá separar o setor de

transmissão e distribuição do setor de geração. Esta reforma irá resultar

na reestruturação das dez empresas japonesas de eletricidade em quatro

unidades de negócios: uma holding, uma empresa de transmissão e

distribuição, uma empresa de geração e uma empresa de varejo663.

O setor elétrico japonês é dividido em geração, transmissão, distribuição e

comercialização de energia elétrica. Na geração, além das empresas que atuam

verticalmente integradas, há uma grande empresa que fornece eletricidade no

mercado atacadista, J-Power, e vários outros fornecedores por atacado, como

empresas municipais e geradores distribuídos autônomos. Antes de

Fukushima, havia um plano, formulado em 2006, de que até 40% da geração

seria de fonte nuclear até 2030664. Após o acidente, o governo japonês lançou um

debate sobre a estratégia energética do país, incluindo um papel reduzido para

a energia nuclear e ampliação do papel das renováveis na geração665. O desenho

atual da expansão da geração é fortemente centrado no Estado. De acordo com

o Artigo 29 do Electricity Business Act de 1995, as empresas de energia elétrica

devem submeter ao governo seus planos de atendimento da demanda a cada

ano. Esses planos devem explicitar como será o equilíbrio entre oferta e

demanda de eletricidade dos serviços públicos prestados, o plano de

desenvolvimento de novas plantas de geração e os planos para a construção de

redes de transmissão e subestações para os próximos dez anos seguintes. Após

análise dos documentos, o governo decide se serão suficientes para garantir a

estabilidade do abastecimento666.

661 TEPCO (2014). http://www.tepco.co.jp/en/corpinfo/ir/kojin/jiyuka-e.html.

662 ELP (2014). http://www.elp.com/articles/powergrid_international/print/volume-19/issue-7/features/japan-s-new-electricity-market.html.

663 ELP (2014).

664 OECD (2008).

665 JONES (2013).

666 OECD (2008).

283


A infraestrutura institucional evolui em linha com a liberalização do mercado.

a) Ministério da Economia, Comércio e Indústria (METI) é responsável pela

governança do setor elétrico e, portanto, o regulador do sistema elétrico.

Dentro do METI, a Agency of Natural Resources and Energy (ANRE) é a seção

responsável por políticas de energia elétrica. O Electric Utility Industry

Council aconselha ao METI quando é solicitado. Ele é composto por

participantes do mundo acadêmico, representantes do serviço público,

novos operadores, usuários finais e outros grupos sociais. O conselho

estabeleceu o Market Monitoring Subcommitte, em 2005, com a

responsabilidade de monitorar soluções de controvérsias, resultados de

fiscalização e regulamentação do METI e as atuais condições do mercado de

energia elétrica667.

b) Japan Fair Trade Commission (JFTC) é responsável por monitorar a

concorrência. Juntamente com o METI emitiu o Guidelines for Proper Electric

Power Trade, que dentro da lei anti-monopólio e do Electricity Business Act

descreve os princípios e práticas de comércio que possam violar a lei, com

foco principal no comportamento das empresas verticalmente integradas.

c) Federation of Electric Power Conpanies of Japan (FEPC) foi criada em 1952 com o

objetivo de promover o bom funcionamento do setor. É uma organização

que promove a comunicação entre as dez empresas japonesas, um fórum de

discussão de ideias para criar um modelo de ação coordenado. A entidade

realiza atividades para assegurar a estabilidade nas operações da indústria

elétrica no país, já que há divisões regionais para cada companhia.

d) Electric Power System Council of Japan (ESCJ) é um organismo independente,

privado e sem fins lucrativos, cujo principal papel é estabelecer regras para

o acesso à rede de transporte e aumentar a transparência.

e) Japan Electric Power Exchange (JEPX) foi estabelecida em 2003 e começou

operar em abril de 2005. É formada por 21 acionistas: empresas

verticalmente integradas (9), novos produtores e novos fornecedores (9) e

outras três empresas. Opera o mercado spot e o mercado forward. No

mercado spot a eletricidade é oferecida em intervalos de 30 minutos; no

forward market a eletricidade pode ser comercializada de duas formas: fixed-

form, para períodos de 1 semana e 1 mês de intervalo e bulletin board, onde a

eletricidade é comercializada livremente para entrega no futuro. Em 2008 a

JEPX também começou a negociar eletricidade limpa (CO2-free) e créditos

do Mecanismo de Kyoto e, em 2009, a operar o mercado diário (intraday) de

eletricidade668.

667 OECD (2008).

668 ASANO&GOTO (2013).

284

f) Nuclear Regulatory Authority (NRA) criada em setembro de 2012 para

substituir duas outras agências nucleares, a Nuclear Safety Commisssion e

METI’s Nuclear and Industrial Safety Agency. NRA foi criada para fornecer

uma avaliação mais independente da segurança nuclear. Aprovou, em 2013,

diretrizes e procedimentos de segurança nuclear mais severos e é

responsável pela sua execução.


O mercado de energia elétrica no Japão é dividido em dez áreas regionais. Em

cada área há uma empresa regional monopolista que atua nos segmentos de

geração, transmissão e distribuição. O setor regulado é atendido pelas dez

empresas concessionárias e regidas por regulamentação estatal669.

O sistema elétrico japonês opera em duas frequências distintas, o lado oriental

em 50 Hz e o ocidental em 60 Hz, e possui uma limitada capacidade de

conversão de frequência. Por isso, após o terremoto, mesmo o lado ocidental

não sofrendo com o terremoto não pode ajudar o lado oriental com o

suprimento de eletricidade670. A seguir, apresenta-se o estado atual dos

mercados atacadista e varejista no Japão, bem como propostas reformistas feitas

em 2012 para o governo japonês.

i) Mercado atacadista de eletricidade671

O atual mercado atacadista de eletricidade adotado consiste na introdução de

competição do setor de geração, participando companhias geradoras (10

EPCOs), produtores independentes de energia ou empreendimentos elétricos

de uma escala específica (não-licenciados que abastecem uma demanda acima

de 50 kW, cuja instalação é conduzida por uma companhia elétrica ou um

particular), aprimorando as transações do mercado atacadista de eletricidade.

Há prioridade para a economia de energia como uma alternativa de aumento

da oferta e aumento da reserva de capacidade. Atualmente, os preços de

equilíbrio de mercado de eletricidade são determinados pela geração de

eletricidade a partir do gás, que tem preços mais elevados do que os preços do

carvão e mais baixos do que a geração a petróleo. Quando a energia nuclear

atuava na base da geração de eletricidade, antes do acidente de Fukushima, o

carvão utilizado na geração determinava o preço da eletricidade nos horários de

pico da demanda a noite e nas estações da primavera e outono672.

669 IEA (2014). http://www.iea.org/publications/insights/insightpublications/ImpactGlobalCoalSupply_WorldwideElectricityPrices_FINAL.pdf.



672 IEA (2014).

285

No ano de 2012, novas propostas entraram sob consideração do governo, dentre

as quais: liberalização plena do setor de geração; aprimoramento das transações

no mercado atacadista (capacidade de geração para reservas seria

transacionada, estabelecimento de um mercado spot – 1h antes do despacho);

economia de energia como alternativa para a capacidade de geração, dentres

outras. De qualquer forma, a liberalização plena do setor de geração causa

temores quanto à expansão da capacidade instalada, motivo que explica a forte

ênfase das propostas reformistas em reservas disponíveis. Outras iniciativas,

como a desverticalização também do sistema de transmissão, com a figura de

um operador independente, passaram para análise.

ii) Concorrência no mercado varejista673

A participação das vendas no varejo, a partir dos PIEs, aumentou cerca de 3,5%

do total de usuários e aproximadamente 4,2% dos usuários de extra alta

voltagem em 2010. O principal desafio em estabelecer competição varejista

plena – ou seja, praticar a reforma liberal – é determinar o fornecedor de última

instância e garantir fornecimento elétrico para áreas isoladas. Dentre as opções

para fornecedor de última instância estão: o maior comercializador da região;

um comercializador de determinada escala; companhias regionais de

transmissão ou distribuição. Embora a desregulamentação no setor de varejo

tenha progredido e, aproximadamente, 62% dos consumidores de energia

elétrica tenham a opção de escolher o seu fornecedor, apenas cerca de 2% da

energia gerada no país é fornecida no mercado desregulado674.

Baseado nas observações e propostas apresentadas, em abril de 2013, o governo

decidiu por uma Reforma do Sistema de Eletricidade, consistindo de três pilares

básicos, já apresentados anteriormente: (1) expansão da operação de redes

elétricas (através de uma organização inter-regional de coordenação para

operadores de transmissão) – previsão para 2015; (2) plena liberalização do

mercado varejista e da geração (continuação de tarifas reguladas como

mecanismo de transição, para evitar choques), além de um mercado spot de

entrega física em 1h seguinte à transação – previsão para 2016; (3) separação

estrutural da propriedade de ativos de transmissão e distribuição; abolição da

tarifa regulada e estabelecimento do mercado de ajuste no atacado, através do

mercado spot já estabelecido – previsão para 2018-2020675.Assim, de acordo com

as revisões da Lei de Eletricidade em novembro de 2013 e junho de 2014, a

liberalização total do mercado varejista de eletricidade está prevista para ser

implementada em 2016676. A liberalização vai permitir que todos os clientes,


674 IEA (2014).

675 TEPCO (2014).

676 MORI (2014). http://www.amt-law.com/pdf/bulletins12_pdf/140106.pdf.

286

incluindo o residencial, possam escolher o seu fornecedor de eletricidade677. A

Figura 52 apresenta a evolução no tempo da liberalização do mercado varejista

japonês de eletricidade.

Figura 52 – Linha do tempo da liberalização do mercado varejista

Fonte: TEPCO, 2014


São definidas tarifas do uso de energia elétrica para os segmentos livre e

regulado. Os custos totais são calculados com base nos planos de suprimento da

demanda e outros fatores. Em seguida, estes custos são distribuídos para cada

segmento de demanda (livre ou regulado) com base nos cálculos dos custos

individuais678.

a) Tarifa Regulada: o preço da eletricidade no mercado elétrico japonês

regulado é baseada no custo total, levando em conta uma racionalização da

operação e um ajuste do custo do combustível. Desde abril de 2010, uma

sobretaxa solar também foi acrescentada. Existe um sistema de ajuste de

custo do combustível no setor regulado, baseado no portfólio de energia

(nuclear, carvão, gás, petróleo e renovável) de cada concessionária e

calculado na proporção dos custos de importação japonês, o que incorpora a

volatilidade dos preços dos combustíveis679. Mudanças nas tarifas elétricas

necessitam da aprovação do Ministério de Indústria e Comércio (METI). No

677 TEPCO (2014).

678 TEPCO (2012).

679 IEA (2014).

287

entanto, desde o ano 2000, quedas tarifárias ou outras mudanças neutras e

benéficas aos consumidores japoneses requerem apenas uma notificação ao

regulador. A Figura 53 mostra como é calculado o preço da eletricidade para

o mercado regulado japonês.

Figura 53 – Fórmula para o cálculo da tarifa de energia elétrica no Japão

Fonte: TEPCO, 2012

a) Tarifa Livre: neste segmento as tarifas de energia elétrica são negociadas

livremente entre o fornecedor (companhia de energia elétrica, planta

geradora e fornecedora, etc) e o usuário final680. Entretanto, como as

empresas elétricas atuais são verticalmente integradas e como o acesso à

compra direta de energia por parte de empresas no mercado atacadista na

prática é limitada, um sistema de determinação de tarifas semelhante ao do

segmento regulado é comumente empregado. Na prática o consumidor dito

livre acaba tendo uma tarifa específica de acordo com seus custos de acesso

à rede de alta tensão, podendo eventualmente negociar um plano tarifário

(tarifa fixa, tarifa medida, esquema híbrido). A Figura 54 ilustra a

determinação tarifária para o mercado livre e regulado das empresas

verticalmente integradas.

680 TEPCO (2012). http://www.tepco.co.jp/en/corpinfo/ir/kojin/ryoukin-e.html.

288

Figura 54 – Como as tarifas são definidas para o mercado livre e o regulado

Fonte: TEPCO, 2012


O custo de dióxido de carbono foi adicionado ao preço da eletricidade como um

imposto ambiental em outubro de 2012. A taxa para cada tipo de combustível

fóssil é mostrada na Tabela 178.

Tabela 178 – Taxa sobre cada tipo de combustível fóssil

Fonte: IEA, 2014

No Japão, o combustível nuclear está sujeito a tributação de 13%. As

companhias elétricas estão sujeitas também à Taxa para a Promoção do

Desenvolvimento do Setor Elétrico, que incide sobre a carga de eletricidade

vendida. Para o ano fiscal de 2012, esse valor era de US$ 4,5/1.000 kWh. Além

disso, existe o Imposto Especial para Mitigação das Mudanças Climáticas, que é

aplicável ao petróleo e derivados, gás e carvão. Ele é variável pelo volume de

emissões de dióxido de carbono na atmosfera. Para o carvão, esse valor é o mais

baixo, de US$ 8,04/t, enquanto que para o gás e petróleo corresponde a US$

10,44/kl/t681.

681 Câmbio utilizado: JPY 1 = USD 0,012. Retirado de http://www.env.go.jp/en/policy/tax/env-tax/20120814a_ertj.pdf e http://energia.fi/sites/default/files/et_energiav_naytto_eng_040211.pdf

http://www.env.go.jp/en/policy/tax/env-tax/20120814a_ertj.pdf

289

A energia renovável solar vem aumentando sua participação na geração mais

rapidamente do que a energia eólica. Um fator chave para a energia solar tem

sido a tarifa feed-in Japanese (FIT), que paga um bônus de 42 ienes (cerca de 43

centavos de real) para cada kWh de eletricidade que os proprietários de

instalações solares, de projetos autorizados, enviam para a rede no primeiro ano

da FIT682.

682 ELP (2014).

290

5. RUSSIA

A Federação Russa é um país transcontinental localizado na Ásia e na

Europa683. Com área total de 17.098.240 km², possui a maior extensão do

mundo, cerca 11% da área terrestre. Para o ano de 2012, a Rússia contava com

143,2 milhões de habitantes, sendo o nono mais populoso. A densidade

demográfica é baixa – 9 hab./km² – pela existência de áreas de difícil ocupação

humana, como as extensas planícies siberianas, o que acarreta bolsões

demográficos e uma distribuição desigual pelo território. A parte europeia,

onde se localiza a capital da Federação, concentra 75% da população russa.

A demografia russa caracteriza-se pelo baixo crescimento vegetativo. De 1993 a

2009, o país acumulou quedas ininterruptas de população. De 2010 a 2013, no

entanto, a Rússia conseguiu manter um crescimento demográfico positivo,

ainda que pequeno. Para o ano de 2013, o PIB total da Rússia foi de US$ 2,1

trilhões, o nono maior do mundo.

Após a grave crise econômica da década de 1990, a economia russa tem crescido

a patamares elevados na comparação com o restante dos países, passando a

integrar o bloco dos BRICS como grande potência energética da Eurásia. A

economia russa é extremamente dependente do petróleo e do gás natural, sendo

que essas duas fontes correspondem a 52% do orçamento público nacional e a

70% das exportações684. Variações bruscas no preço do petróleo causam

volatilidade nos mercados e no crescimento do PIB. Em 2008, por pressões de

demanda da China, o preço do petróleo alcançou patamares elevados até

metade do ano, repercutindo em um crescimento positivo do PIB russo, de

5,2%, conforme observado na Tabela 179. Já na metade de 2008, os preços do

petróleo caíram rapidamente por efeito da crise financeira mundial e o ano de

2009 foi de forte contração do PIB real, -7,8%. Como o crescimento populacional

é estável, não há grandes distorções na variação do PIB per capita em relação ao

comportamento do PIB real. De 2008 a 2012, o PIB per capita russo aumentou

3,0%, sendo que apenas em 2012 foi possível recuperar o nível de renda prévia à

crise econômica mundial.

683 Os dados econômicos e sociais da Rússia foram retirados da base de dados do Banco Mundial (2014).

684 EIA (2014) Russia Brief Analysis.

291

Tabela 179 – Crescimento do PIB real e PIB per capita, Rússia: 2008-2012


5.1. Setor elétrico da Rússia

O crescimento econômico do país é sustentado pelo setor energético, graças às

abundantes reservas de combustíveis fósseis na região da Sibéria. A Rússia

possui a maior reserva de gás natural do mundo, cerca de um quarto do total

mundial. Com um setor energético fortemente centralizado, a estatal Gazprom

é responsável por três quartos da produção nacional de gás, controlando a

maior parte das reservas.

A partir do fim da União Soviética, o setor elétrico da Rússia passou por

transformações profundas com privatizações. Esse processo de mudanças

começou em 1997, mas somente em 2003 o novo modelo do setor elétrico foi

estabelecido por força legal. Entre 2002 e 2008, o monopólio verticalmente

integralizado RAO UES foi segregado na área de geração e rede para atender às

reformas. Em 2002, foi criada a Federal Grid Company, a maior empresa de

transmissão do país (detentora dos ativos e responsável pela expansão). Os

novos proprietários comprometeram-se a continuar os programas de

investimentos previstos pela RAO UES (o antigo monopólio) por meio de

contratos bilaterais de capacidade no período de dez anos.

Atualmente, há um mercado livre para determinação de preços no atacado,

desde 2011, e espera-se que o mesmo ocorra com o mercado varejista em

2015685. Na Figura 55Figura 55 se observa a extensão da rede central de

transmissão e a localização das principais plantas geradoras.

685 IEA (2014) Energy Policies Beyond IEA Countries: Russia 2014.

2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real 5,2 -7,8 4,5 4,3 3,4


2005)6.649 6.131 6.386 6.632 6.849


(2008 ano-base = 100)100 92,21 96,05 99,75 103,01

292

Figura 55 – Rede de transmissão na Federação Russa e principais geradoras:

2012

Fonte: IEA (2014) – retirado Sberbank Investment Research (2012), Russia Utilities Atlas,

Moscow (legenda traduzida do inglês)


A matriz elétrica russa possui forte ênfase em hidrocarbonetos e combustíveis

fósseis, principalmente o gás natural. A Rússia é uma grande produtora de gás

natural e fornecedora, por meio de gasodutos, a países da Europa, tanto

Ocidental como Oriental. Segundo o Ministério da Energia na Rússia, o país

tem 700 usinas com mais de 5 MW de capacidade instalada686. As centrais

geradoras são categorizadas por687: i) fonte de energia utilizada; ii) forma de

emissão de energia; iii) período de utilização da capacidade instalada (fator de

capacidade)688. A maior usina termoelétrica do país é também a maior usina

térmica a gás do mundo: Eurásia Surgut GRES-2 (5,6 GW), localizada na região

central.

No final de 2012, a capacidade instalada total no Sistema Unificado de Energia

(UES), que não incorpora a capacidade de geração em áreas isoladas, era de 223

686 Ministerstvo Energetiki Rossiyskoy Federatsii (2012) Osnovnye vidy proizvodstva elektroenergii na territorii Rossii.



293

MW689, sendo que as plantas termoelétricas (gás natural e carvão) responderam

por 151,8 GW (68,1%), as hidrelétricas por 46 GW (20,6%) e as nucleares por

25,3 GW (11,3%).

A Tabela 180 representa a capacidade instalada total da Rússia em 2012

considerando também as áreas isoladas, em que a maior parte do abastecimento

ocorre por meio de insumos térmicos. Assim, incluindo áreas isoladas, a

capacidade termoelétrica passa de 151,8 GW para 167 GW, um acréscimo de

15,2 GW (u 80% dos 19 GW da capacidade total dessas áreas).

Tabela 180 – Capacidade instalada segundo fonte na Rússia, em GW: 2012

Fonte: IEA (2014)

Para 2015, a capacidade de geração prevista é de 255 GW690.

O setor elétrico russo gera excedentes exportáveis e não possui grande

crescimento da demanda, de forma que o crescimento da capacidade instalada

na Rússia tende a ser bem menor que o verificado em outros países que

integram os BRICS. A Figura 56 ilustra a evolução da matriz russa com os

investimentos em capacidade nova, especialmente pelo setor privado. Observa-

se que não houve grandes mudanças na composição dessa capacidade, nem

grandes variações anuais.


690 KPMG (2009) Think Bric! Russia.

FONTE 2012

Hídrica 48,0 (19,8%)

Térmica 167,0 (69,0%)

- Gás natural 109,0 (45,0%)

- Carvão 52,0 (21,5%)

- Óleo 6,0 (2,5%)

Nuclear 25,0 (10,3%)

Biomassa 1,0 (0,4%)

Outros 1,0 (0,5%)

Total 242,0 (100%)

294

Figura 56 – Evolução da capacidade instalada na Rússia (GW), por

combustível: 2000-2012

Fonte: IEA (2014) – traduzido do inglês

5.1.2. Geração

Segundo dados disponibilizados pela IEA (2013), para o ano de 2012 a Rússia

gerou 1.070,7 TWh de energia elétrica, praticamente o dobro do que o Brasil

gerou no mesmo período. As fontes termoelétricas responderam por 67,5% da

geração total (com forte destaque para o gás natural), enquanto as fontes

nucleares totalizaram 16,6%, conforme demonstrado na Tabela 181. As fontes

hidrelétricas aportaram 15,6% da produção de eletricidade em 2012 e estão

concentradas na Sibéria e na região do Volga, o maior rio europeu em extensão,

com 3.700 km. Fontes geotérmicas, com 0,5 TWh de geração e resíduos sólidos,

com 3 TWh, são menos representativos no setor elétrico russo.

Tabela 181 – Geração total de energia elétrica por fonte na Rússia, em TWh,

2008-2012

Fonte: IEA (2013)

De 2008 a 2012, a geração elétrica na Rússia cresceu 2,9%. Nesse mesmo

período, não houve uma reformulação ou ganho expressivo de participação de

nenhuma fonte específica, mas uma estabilidade de geração no setor. No ano de

2009, em que houve grave recessão, a geração elétrica caiu de 1.040,4 TWh para

992 TWh, ou -4,7% em termos relativos.

Diferentemente dos incentivos praticados pelos países europeus, a Rússia

permanece firme com as operações de base térmica e criou poucos incentivos ao

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 166,7 (16,0%) 176,1 (17,8%) 168,4 (16,2%) 167,6 (15,9%) 167,3 (15,6%)

Térmica 707,6 (68,0%) 649,2 (65,4%) 696,0 (67,1%) 711,1 (67,4%) 722,4 (67,5%)

Nuclear 163,1 (15,7%) 163,6 (16,5%) 170,4 (16,4%) 172,9 (16,4%) 177,5 (16,6%)

Geotérmica 0,5 (0,0%) 0,5 (0,0%) 0,5 (0,0%) 0,5 (0,0%) 0,5 (0,0%)

Resíduos 2,5 (0,3%) 2,6 (0,3%) 2,7 (0,3%) 2,7 (0,3%) 3,0 (0,3%)

Total 1.040,4 (100%) 992,0 (100%) 1.038,0 (100%) 1.054,8 (100%) 1.070,7 (100%)

295

desenvolvimento de renováveis como eólicas e solares. Assim, em 2012, a

Rússia gerou somente 5 GWh de energia eólica e não houve geração solar.

O país possui uma vantagem comparativa pela alta produção nacional de gás

natural para servir de insumo às usinas térmicas. Da geração térmica russa, o

gás natural contribui com 72,7%, seguido pelo carvão (23,4%) e óleo (3,9%)691.

Apesar de reservas abundantes de carvão, a mineração russa desse insumo é

modesta e realizada quase que totalmente por produtores independentes na

Sibéria. Mesmo assim, o país foi o sexto maior produtor de carvão em 2012.

Em agosto de 2009, a maior usina hidrelétrica russa, Sayano-Shushenskaya (6,4

GW na Sibéria), registrou um acidente dramático, em que uma turbina quebrou,

pois a vibração de anos provocou fadiga dos parafusos que integravam a

estrutura e constatou-se uma “onda de pressão”. Houve inundações e prejuízos

a outras turbinas, matando 75 pessoas692. A planta teve de ser paralisada e

empresas eletrointensivas (alumínio) foram prejudicadas. Esse fato explica a

queda da geração hidrelétrica nos anos posteriores.. Somente em 2014 a usina

foi capaz de voltar a gerar em plena capacidade. As produtoras russas de

energia são antigas: 56% da capacidade de geração possui entre 31 e 50 anos; 9%

acima de 50 anos693. Esse cenário é ainda mais preocupante para as

hidrelétricas, construídas na época de auge soviético (1960-1970).

A expertise nacional nuclear possibilitou o fechamento de diversas parcerias

com países em desenvolvimento para a construção de centrais nucleares através

da Rosatom. As geradoras estão concentradas na porção europeia. Já a energia

geotérmica do está, sobretudo, na Península de Kamtchatka, próxima ao Japão e

utilizada para suprir a demanda local, com alguns aproveitamentos também na

região norte do Cáucaso.

O setor de produção elétrica na Rússia é exportador líquido de energia elétrica.

Em 2012, exportou 19,1 TWh, o equivalente a 1,8% da geração total. A Tabela

182 demonstra o volume de exportações e importações de eletricidade no

período de 2008 a 2012.

Tabela 182 – Importação e exportação de energia elétrica na Rússia, em TWh:

2008-2012

Fonte: IEA (2013)

691 IEA (2013) Russian Federation: Electricitiy and Heat for 2012.

692 PUC-RS (2009) Acidente em Usina Hidrelétrica na Rússia.


2008 2009 2010 2011 2012

Exportação 20,7 17,9 19,1 24,1 19,1

Importação 3,1 3,1 1,6 1,6 2,7

296

O sistema elétrico russo possui interligações com os países bálticos, Belarus,

Geórgia, Ucrânia, Azerbaijão, Mongólia, China e Cazaquistão. O governo

planeja ampliar as exportações de eletricidade para países vizinhos. Apesar de

exportadora líquida de energia elétrica, o volume de carga enviada ao exterior

ainda é inferior 2% da geração total, sem grande representação.

A Figura 57 demonstra o fluxo de cargas do país para o dia 06.02.2015, às 12h

do horário de Brasília (17h no de Moscou)694. As regiões Centro e do Ural são as

maiores consumidoras de energia elétrica na Rússia. No momento de análise do

despacho centralizado, havia maior comercialização elétrica com a Finlândia e a

Ucrânia. A maior importadora anual de eletricidade da Rússia é a Finlândia,

seguida de Belarus, Lituânia e China.

Figura 57 – Fluxos de carga, geração, consumo, transações internacionais e

preço médio da eletricidade no atacado: 06.02.2015

Fonte: SO-UPS (2015) – traduzido do russo

5.1.3. Rede de transmissão e distribuição

Em 2012, a Federação Russa contava com 2.452.300 quilômetros de linhas,

conforme observado na Tabela 183, sendo 93,5% de linhas de distribuição

regionais (abaixo de 220 kV). A Rússia conta com 83 unidades federativas e o

sistema de linhas é um verdadeiro desafio de planejamento. No país, a

diferenciação entre transmissão e distribuição é feita pelos níveis de voltagem

(tomando 220 kV como referência). A Rede de Transmissão Unificada Nacional

(RTUN) possui cerca de 159.000 km de linhas de transmissão.

694 SO-UPS (2015) Optovyi rynok elektroenergii i moshchnost.

297

A holding pública MRSK (agora JSC Russian Grids) é uma companhia

administrativa que controla a rede de distribuição nacional. Os MRSKs

(distribuidoras) podem ter diferentes proprietários, mas muitos são de

responsabilidade de municípios locais. Já o sistema de transmissão é de

responsabilidade da Federal Grid Company, entidade destinada ao

desenvolvimento e manutenção das redes em alta tensão na Rússia. Desde 2012,

o governo russo estabeleceu planos para integrar a MRSK com a FSK. Dessa

forma, em 2014, 80,13% da FSK já era controlada pela MRSK695.

Tabela 183 – Extensão das redes de transmissão e distribuição na Rússia (em

1.000 km): 2013

Fonte: IEA (2014)

O sistema elétrico da Rússia apresentou perdas elétricas nas redes de

transmissão e distribuição que variaram de 10% a 10,8% da geração total,

conforme observado na Tabela 184. O ano de maior constatação de perdas

relativas foi o de 2009, quando a recessão foi deflagrada por reflexo da crise

internacional. Desde 2010, o nível de perdas tem sido estável. Na Rússia, as

companhias responsáveis pelas redes compram eletricidade (capacidade) no

mercado varejista para compensar suas perdas elétricas. Considerando a

extensão da rede elétrica e o desafio de interligação com áreas isoladas, as

perdas totais de energia elétrica são relativamente baixas.

Tabela 184 – Perdas totais do sistema de energia elétrica da Rússia, em TWh:

2008-2012

Fonte: IEA (2013)

695 Rosseti (2015) About company.

Extensão

0,38 kV 798,7

3 – 20 kV 990,7

35 – 60 kV 199,6

110 – 154 kV 303,8

220 kV 103,9

330 – 400 kV 11

500 kV 40,2

750 – 1150 kV 4,4

Total 2.452,30

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 109,2 106,8 104,9 105 106,7

% perdas em geração 10,5 10,8 10,1 10 10

298

5.1.4. Consumo

A Rússia possui uma alta intensidade energética696. A eficiência energética tem

se tornado um verdadeiro objetivo nacional. Em 2009, a Estratégica Energética

para 2030 estabeleceu uma redução de 56% da intensidade energética do país,

na comparação com 2005. Para que isso seja possível, a Rússia planeja uma

liberalização dos preços da energia para promover um uso racional da

eletricidade, que torne transparente para os consumidores as reais restrições

dos mercados elétricos. A fim de complementar os esforços, o país estuda

incentivos tributários e penalidades a serem adotados697.

De acordo com a IEA (2013), o consumo de energia elétrica na Rússia foi de

740,3 TWh para o ano de 2012, conforme observado na Tabela 185. Desse total, a

indústria respondeu por quase metade do consumo (45,7%). O setor de serviços

é particularmente forte em grandes centros urbanos como Moscou e São

Petersburgo e responsável por 21,9% da demanda elétrica do país. As

residências, que contam com aparelhos de calefação para enfrentarem o

rigoroso inverno na maior parte das regiões, consumiram 17,9% da eletricidade.

Segundo o Banco Mundial (2010), a Rússia já atingiu a universalização do

consumo de energia698, embora algumas áreas inóspitas tenham condições

precárias de abastecimento. O setor de transportes (ferrovias e metrô) também é

um consumidor importante. O metrô de Moscou é o quinto maior em extensão

e o mais movimentado fora da Ásia, transportando diariamente quase 7

milhões de passageiros699.

Tabela 185 – Consumo de energia elétrica na Rússia, segundo tipo de


Fonte: IEA (2013)

De 2008 a 2012, o consumo de energia elétrica na Rússia cresceu 2%, passando

de 725,5 TWh para 740,3 TWh. No entanto, observa-se retração no consumo

696 Em 2011, o consumo per capita de kg equivalente em petróleo na Rússia chegou a 5.113, valor 3,7 vezes maior que o do Brasil, 1,7 vez maior que o do Reino Unido e 1,3 vez maior que o da Alemanha.

697 ABB (2011) Russia: Energy efficiency report.

698 Banco Mundial (2010) Access to electricity (% of population).

699 Moscow Metro (2007) Main page.

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 360,1 (49,6%) 311,4 (45,4%) 326,8 (45,0%) 332,8 (45,7%) 338,6 (45,7%)

Residencial 117,1 (16,1%) 123,8 (18,0%) 129,7 (17,8%) 130,9 (18,0%) 132,2 (17,9%)

Serviços 149,4 (20,6%) 154,4 (22,5%) 168,9 (23,2%) 159,6 (21,9%) 161,9 (21,9%)

Agricultura 15,5 (2,2%) 15,1 (2,2%) 15,7 (2,2%) 14,9 (2,0%) 15,3 (2,1%)

Transporte 83,1 (11,5%) 81,2 (11,9%) 85,3 (11,8%) 90,3 (12,4%) 92,0 (12,4%)

Pesca 0,3 (0,0%) 0,3 (0,0%) 0,3 (0,0%) 0,3 (0,0%) 0,3 (0,0%)

Total 725,5 (100%) 686,2 (100%) 726,7 (100%) 728,8 (100%) 740,3 (100%)

299

industrial e aumento do consumo residencial, de forma que o crescimento não

foi homogêneo, mas com contrastes inter-setoriais. Observa-se que o sistema

russo operou com estabilidade de participação por tipo de consumidor a partir

do ano de 2009.

De 2008 para 2009, o consumo elétrico das plantas industriais caiu 13,5% pela

grave recessão de -7,8% no PIB real. Esse cenário fez a participação industrial na

demanda cair de 49,6% para 45,4%. Como a indústria tem grande peso no

consumo final, o consumo elétrico na Rússia caiu 5,4% nesse período, apesar da

alta no consumo das residências e do setor de serviços. Variações no PIB afetam

diretamente o desempenho industrial e, por conseguinte, o consumo de

eletricidade no país. As principais indústrias nacionais são as de maquinaria e

construção, químicas e petroquímicas, energéticas e de combustíveis,

metalúrgicas e de alumínio.

O consumo residencial é influenciado, sobretudo, pelas baixas temperaturas

médias registradas e pela baixa eficiência da iluminação. De 2008 a 2012, o

consumo residencial cresceu 12,9%. O setor de serviços também registrou alta

de 8,4% no consumo de eletricidade, passando de 149,4 TWh para 161,9 TWh. A

agricultura corresponde a 4% do PIB russo e apresentou um consumo estável,

próximo dos 15 TWh. O mesmo ocorreu com o ramo de pesca, que consumiu a

mesma carga anual de 0,3 TWh durante todo o período de análise.

Além dos setores já analisados, companhias energéticas na Rússia são grandes

consumidoras de energia elétrica, especialmente a Gazprom e empresas

petroquímicas. Para 2012, o setor energético na Rússia consumiu 205,9 TWh, o

equivalente a 19,2% da geração total para o ano. Observa-se, pela Tabela 186,

que o setor de energia apresentou leve queda em 2009, pela baixa da atividade

econômica, mas retomou o crescimento nos anos posteriores, seguindo a

tendência do PIB. De 2008 a 2012, o setor energético apresentou 9,5% de alta no

consumo de eletricidade700.

Tabela 186 – Consumo de próprio setor energético na Rússia, em TWh: 2008-

2012

Fonte: IEA (2013)

700 Os dados fornecidos pela IEA possuem erros estatísticos anuais para o fechamento do balanço energético por país. No caso da Rússia, os erros estatísticos variaram de 0 TWh (2011) a 6,3 TWh (2010). Mesmo para o ano de 2010, esse valor equivaleu a somente 0,6% da geração

para o ano, não comprometendo muito a análise. Esses erros estatísticos explicam diferenças residuais nos balanços finais. (Erro estatístico 2012 = 1,4 TWh; Erro estatístico 2011 = 0 TWh; Erro estatístico 2010 = 6,3 TWh; Erro estatístico 2009 = 0,3 TWh; Erro estatístico 2008 = 0,1 TWh).

2008 2009 2010 2011 2012

Consumo do setor 188 183,9 195,2 198,5 205,9

300

5.2. Estrutura do setor elétrico na Rússia

5.2.1. Organização do setor elétrico

O setor elétrico na Rússia consiste de geração (atacadista e varejista),

transmissão, distribuição e comercialização de eletricidade. A maior parte das

instalações geradoras é de propriedade privada e opera a gás natural ou com

derivados de petróleo701. As plantas nucleares e hidroelétricas, muitas herdadas

do período soviético, são controladas pelo Estado, bem como a maior parte dos

ativos de transmissão.

A estrutura do setor na Rússia passou por reformas profundas que se iniciaram

em 2002. Antes dessas reformas, o país possuía um monopólio verticalmente

integrado, a RAO UES, responsável por toda a geração e fornecimento elétrico

nacional. Além disso, os preços eram totalmente regulados pelo governo por

considerar que a eletricidade era matéria estratégica para o desenvolvimento.

A ruptura do regime soviético e a abertura de um livre mercado na década de

1990 favoreceram o surgimento de um novo modelo de administração, em que

o setor privado deveria ser ativo no planejamento em longo prazo. Em 2002, foi

criada a operadora de despacho centralizado do Sistema Unificado Nacional, a

SO UPS, e a Federal Grid Company (FSK), proprietária dos ativos. Em 2008, a

RAO UES (monopólio integralmente verticalizado) foi completamente

desagregada em 20 companhias elétricas independentes com proprietários

diversos. Na mesma época da desagregação da RAO UES, o governo criou a

JSC Russian Grids (antes “holding MRSK”), que seria responsável pelo controle

das empresas inter-regionais de distribuição de diversas regiões do país. Esse

foi um primeiro passo para conformar a reforma e iniciar um mercado

competitivo com preços liberalizados. Entre 2007 e 2011, o processo de

liberalização continuou por meio de privatizações de diversos ativos de geração

e através de novas regras para o mercado atacadista e varejista na Rússia. Os

novos proprietários se comprometeram a continuar os programas de

investimentos previstos pela RAO UES por meio de contratos bilaterais de

capacidade no período de dez anos.

Dez anos depois do início das reformas, em 2012, houve uma reconsolidação

dos ativos de transmissão e distribuição nas mãos do governo702. No fim de

2012, o presidente Vladimir Putin assinou um decreto que estabelece que

grande parte dos ativos de transmissão e distribuição deva ser controlada pelo

Estado para o estabelecimento de uma política centralizada, com investimentos

uniformes e coordenados em redes de transmissão e distribuição. Assim,

701 UK Practical Law (2014) Electricity regulation in the Russian Federation: overview.


301

embora o país tenha aderido ao processo de privatizações, as redes nacionais

permanecem sob tutela do Estado por serem consideradas monopólios naturais.

Transmissão e distribuição são monopólios naturais operados e de propriedade

do Estado. Duas entidades são responsáveis pela transmissão: a Federal Grid

Company (FSK), que detém sob sua tutela os ativos de transmissão da Rede

Elétrica Unificada Nacional; e a SO-UPS, responsável por operar a rede em um

despacho centralizado e ótimo dos recursos703. Na distribuição existe a atuação

da JSC Russian Grids, que engloba companhias de distribuição regionais e inter-

regionais. O conjunto possui 43 subsidiárias joint-stock e afiliadas. Há mais de

320 mil acionistas, embora o governo seja dono de 85,3% das ações704.

O setor de geração foi liberalizado e parcialmente privatizado desde 2005, em

um processo concluído pela liquidação da RAO UES em 2008 e reorganização

em diversas companhias. A era das privatizações deu espaço à entrada de

empresas estrangeiras como a E.ON, EDF e a Enel705, além de uma

diversificação do portfólio de investimentos. As maiores empresas geradoras

são a Gazprom (38 GW), RusHydro (35 GW), Inter RAO (29 GW) e Rosatom (24

GW). Observa-se que o governo ainda detém uma participação significativa na

geração, pois essas quatro corporações são públicas. Plantas nucleares e

hidrelétricas são de propriedade estatal e permanecem como fontes prioritárias

de despacho. Muitos estes empreendimentos já estão amortizados.

Os preços no mercado elétrico russo têm sido gradualmente liberalizados nos

últimos anos, mas sem choques, a fim de evitar a desestabilização do setor de

energia. O mercado atacadista atual é composto da seguinte forma: poucos

contratos bilaterais (cerca de 2%), 18% regulado e 80% com a comercialização

no DAM (mercado do dia seguinte)706.

O mercado varejista permanece regulado. Os participantes desse mercado são

os comercializadores e companhias de vendas, incluindo o comercializador de

última instância e companhias varejistas. Na Rússia, existem comercializadores

(GSs) que fornecem eletricidade por obrigação universal aos consumidores

finais em áreas geográficas definidas. A legislação proíbe que uma companhia

atue na geração e na transmissão/distribuição simultaneamente. Somente os

GSs podem ser geradores e operadores de distribuição. Em muitas regiões, os

consumidores não podem escolher seus comercializadores, sendo que os GSs

locais atuam como em um monopólio. As tarifas residenciais são reguladas pelo

governo. Os comercializadores atuam como empresas independentes de venda

703 Oksanen M. Karjalainen R., Viljainen S. e Kuleshov D. (2009) Electricity Markets in Russia, the US and Europe.

704 Rosseti (2015) Company History.



302

de eletricidade aos consumidores residenciais, industriais e comerciais. Como

exemplo, há a Mosenergosbyt, atuante na região metropolitana de Moscou, com

7,1 milhões de clientes (6,9 milhões residenciais)707. Em 2015, o mercado

varejista também será liberalizado, concluindo as reformas previstas para o

setor elétrico. A fim de evitar choques ou transições forçosas, o governo russo

anunciou que irá liberalizar o mercado varejista estabelecendo a figura dos GSs

(comercializadores de última instância) para os consumidores mais vulneráveis.

Nesse sentido, o Estado anunciou em 2014 a introdução de uma norma social, a

garantia mínima de consumo elétrico para residências que possuem tarifas

sociais. Espera-se que a medida abranja 70% da população708.

Além disso, o mercado competitivo não deverá abranger algumas regiões

determinadas pelo isolamento geográfico, como Kaliningrado ou Arkhangelsk.


Na Rússia, além de entidades privadas, existem instituições que foram criadas

para zelar pelo bom funcionamento do setor elétrico:

Ministério da Energia709 é a autoridade nacional responsável pelo

desenvolvimento e implementação de políticas energéticas, com diretrizes para

combustíveis, eletricidade, petróleo e gás, realizando programas de fomento às

renováveis. É o órgão máximo do governo para a temática energética e

administra a produção e o uso dos recursos de energia;

Federal Grid Company (FSK)710 é a proprietária da rede de transmissão unificada

nacional, incluindo linhas de alta voltagem de transmissão, com atribuição de

monopólio natural. O objetivo da entidade é manter e desenvolver a rede

elétrica de transmissão no país, supervisionando as instalações de rede e a

infraestrutura em 76 regiões na Rússia, cobrindo um território de 14,8 milhões

de km². Seus clientes são companhias regionais de distribuição,

comercializadores e grandes indústrias. Desde 2010, a FSK participa da

regulação de cinco anos RAB (regulatory asset base), que será explicada mais

adiante. A companhia é controlada 80,1% pela JSC Russian Grids.

Operador do Sistema Unificado de Energia da Rússia (SO-UPS)711 é o operador do

sistema nacional, responsável pelos despachos e sincronização das redes. O

despacho deve ser centralizado e otimizado. A reforma no setor elétrico

estabeleceu que o Estado devesse ser o principal acionista, com não menos que

75% + 1 voto. Dentre suas atribuições está o monitoramento da capacidade

707 Mosenergosbyt (2015) O kompanii: S nami prixodim svet!


709 Ministry of Energy of the Russian Federation (2015) Main page.

710 Rosseti (2015) About company.

711 RAO UESR (2006) Company Structure.

303

aportada, o controle e observância de todos os requerimentos técnicos ou

necessidades de confiabilidade da rede.

Serviço Federal Tarifário (FTS)712 é o órgão federal que exerce o controle legal

sobre a regulação tarifária e nos preços de bens e serviços que necessitam de

controle de acordo com a legislação. Cabe à entidade regular os monopólios

naturais, estabelecendo os valores remuneratórios dos agentes envolvidos e

gerindo outras questões que se relacionem à determinação tarifária.

Serviço Federal Anti-Monopólio (FAS)713 supervisiona a competição e o abuso de

poder no mercado, incluindo o cumprimento das regras de segregação de

acordo com as diretrizes que apoiam modelos de liberalização de antigos

monopólios. É a entidade que avalia a competição nos segmentos atacadista e

varejista, o acesso não-discriminatório do operador das redes. É de sua

responsabilidade autorizar o investimento estrangeiro em setores estratégicos,

como o de transmissão (não de distribuição, proibido por decreto legal).

Rosseti (JSC Russian Grids)714 é o órgão estatal que garante a operação do sistema

elétrico por meio da realização de serviços de transmissão e distribuição de

eletricidade, avaliando a disponibilidade das redes em baixa tensão e

registrando as medições de fluxo de carga dos clientes finais. Atendendo ao

desejo do governo anunciado em 2012 de unir a administração das redes de

transmissão e distribuição, a Rosseti foi organizada em 2013 como entidade

responsável tanto pela FSK e como pela MRSK. Assim, concentra unidades

subsidiárias que prestam serviços de rede.

Centro de Liquidação Financeira (CFS)715 executa os pagamentos e monitora as

liquidações dos participantes no mercado de energia/capacidade (atacado) e no

mercado varejista, através de um sistema unificado de compensações.

ATS716é a entidade que organiza e opera o mercado atacadista e as atividades

relacionadas à comercialização de energia elétrica, tanto no mercado de energia

física como de capacidade. A ATS é responsável ainda por registrar acordos

celebrados bilateralmente entre compradores e vendedores, bem como por

estabelecer o mercado de balanço. A ATS e a SO-UPS atuam em extrema

coordenação para garantir a confiança do sistema nacional. Após a otimização

do uso da rede pela operadora da rede, os resultados são enviados para a

operadora de mercado. A ATS é supervisionada pela FAS e pelo Conselho de

Mercado.

712 FTS (2013) About Federal Tariff Service.





304

Conselho de Mercado é uma organização auto-regulatória para os mercados

atacadista (de energia e capacidade) e para o mercado varejista. Desenvolve o

quadro regulatório através de regras de mercado e comprometimento com a

segurança. É composto por vários representantes do setor elétrico da Federação,

incluindo funcionários públicos.

Serviço Federal da Rússia de Supervisão Nuclear, Industrial e Ambiental

(Rostechnadzor)717 é um órgão do governo cuja função é elaborar e implementar

políticas estatais de desenvolvimento, bem como decretar regulação na esfera

da energia nuclear e da supervisão radioativa. A entidade é encarregada da

regulação de procedimentos de segurança no uso atômico. Responde pelos

licenciamentos de atividades nucleares no país e pelos impactos radioativos.


A Rússia possui dois mercados elétricos: o atacadista e o varejista. O mercado

elétrico atacadista no país opera com “preços de nó”, que é um método de

determinação de preço em que um preço de equilíbrio é calculado para

diferentes localidades da linha de transmissão. Cada “nó” representa uma

localização física do sistema de transmissão em que a energia é injetada pelos

geradores e consumida pelos clientes718. Como a Rússia possui um território

extenso e com diferenças significativas por região, esse método é relevante para

garantir preços compatíveis de entrega física, considerando perdas e

congestionamento por localidade719.

O mercado atacadista (OREM) foi liberalizado totalmente em 2011. Nele opera

separadamente um mercado de energia e um mercado de capacidade.

No mercado de energia, existe o mercado do dia seguinte (DAM), um pool com

preços competitivos formados a partir de preços marginais em cerca de 8.400

“nós”, em duas zonas de preços liberalizados: Europa/Urais e Sibéria. Na

Sibéria, os preços da energia no atacado costumam ser menores, pois refletem o

preço médio do carvão. Já os preços da Europa/Urais dependem normalmente

do preço regulado do gás natural. Existem ainda outras quatro regiões

(Kaliningrado, Komi, Arkhangelsk, Distrito Federal Oriental) e sistemas

isolados em que os preços são regulados, pois a competição é fraca ou

inexistente. No mercado atacadista, apenas 2% são comercializados em

contratos bilaterais, 18% permanecem regulados e 80% são transacionados no

DAM. No despacho, a prioridade é para hidrelétricas e nucleares.

Existe um mercado financeiro, embora ainda incipiente. Os derivativos

financeiros (contratos futuros de energia elétrica) são transacionados no

717 ROSTECHNADZOR (2011) State regulation of nuclear and radiation safety in the RF.

718 IMO (2004) Nodal pricing basics.


305

Mercado de Derivativos de Energia de Moscou pelos participantes do OREM e

do mercado varejista.

No mercado atacadista, o Conselho de Mercado (FTS, FAS e Ministério de

Energia) monitora e supervisiona os preços da eletricidade do dia seguinte e de

capacidade. Se a taxa de aumento dos preços estiver acima dos preços de

referência por 3 a 7 dias, o mecanismo de “suavização de preços” pode ser

introduzido720, que reduz as ofertas ao nível das tarifas reguladas. O principal

objetivo do Conselho é evitar picos repentinos dos preços para não

desestabilizar o mercado energético. Vale, no entanto, destacar que a dinâmica

de precificação no mercado segue sendo competitiva, com a ocorrência de

alguns picos de preço. Exclusivamente no mercado de energia, as vendas

realizadas durante períodos de preços de pico remuneram não somente o custo

marginal de geração como também o valor da capacidade. A Figura 58

demonstra o território russo dividido por zonas de preços, zonas sem preços

(reguladas) e áreas isoladas.

Figura 58 – Zonas de preços do mercado atacadista na Rússia: 2013721

Fonte: Conselho de Mercado (2013)

No mercado de capacidade, existem dois mecanismos: a seleção competitiva de

capacidade, que garante receitas pela capacidade existente dos produtores; e o

mecanismo de capacidade, que é um pagamento extra-mercado para a nova

capacidade aportada. O mercado de capacidade serve para garantir a reserva

do operador do sistema.


721 Market Council (2013) Electricity and Capacity Market: Today and Tomorrow.

306

Na seleção competitiva de capacidade anual, o operador seleciona a capacidade

necessária em cada área de carga livre (FFA) para suprir adequadamente o

consumo por zona. O limite de preço remuneratório estabelecido de forma a

encorajar o aporte de nova capacidade. Todas as instalações devem ter uma

reserva de capacidade além do pico de demanda mensal. Essas instalações são

remuneradas com um preço de capacidade para cada FFA. A indisponibilidade

de garantia física é penalizada no mercado de capacidade.

Na Rússia, existem acordos para nova capacidade, o mecanismo DPM (dogovor

predostavlenia moshchnosti – contrato por capacidade). Ele foi introduzido em

2007 através de uma lista de projetos de investimentos prioritários estabelecida

pelo governo e geradores durante o processo de privatização. Havia o temor de

que a privatização congelasse os investimentos, como observado em alguns

casos internacionais. A remuneração é baseada em um contrato obrigatório de

compra de energia (PPA) com todos os consumidores a um preço regulado de

capacidade, com o preço da energia determinado competitivamente no DAM.

Há ainda um mercado de balanço elaborado para cada um dos 8.400 “nós” do

sistema elétrico, que responde a desvios intra-diários, mesmo horários. Esse

mercado também é operado pela SO-UPS. Os preços de balanço estão

relacionados diretamente com os preços de oferta do DAM. Além disso, o

operador é responsável por alguns serviços ancilares de controle de frequência

e voltagem.

O mercado varejista permanece regulado. Como já fora explicado

anteriormente, GSs atuam como fornecedores universais obrigatórios aos

clientes residenciais. Com base de uma fórmula prévia, o GS compra

eletricidade no mercado atacadista na região em que se encontra e fornece

eletricidade aos consumidores. Apenas em casos específicos, como insolvência,

os consumidores podem optar por outro comercializador. A mudança de GS é

feita pelo Ministério da Energia com base em leilões competitivos em todas as

regiões, com exceção de sistemas isolados ou zonas sem preços (vide Figura 58),

em que as unidades federativas decidem. Em casos de insolvência, as MRSKs

(distribuidoras) são autorizadas a atuar como comercializadoras por, no

máximo, um ano. Depois disso, novos leilões são feitos.


Entre 2001 e 2011, o governo aumentou as tarifas reguladas para terminar

gradativamente com os subsídios cruzados e fornecer preços que reflitam as

reais condições do mercado elétrico aos consumidores.

A estrutura tarifária na Rússia possui subsídios cruzados entre os usuários da

rede, especialmente entre a grande indústria – conectada à rede de transmissão

– e residências e pequenos/médios negócios – conectados à rede de

distribuição. A indústria paga uma contribuição ao custo da rede de

307

distribuição. O governo tem planos para aumentar a eficiência da rede e

paulatinamente descartar os subsídios cruzados na tarifa de distribuição até

2030722.

No fim de 2013, a Rússia adotou um novo esquema para os custos da rede de

distribuição, com o objetivo de cortar os subsídios cruzados em 78% (de RUB

232 bilhões para RUB 50 bilhões723) até 2023 e manter o valor estável até 2030.

Pela nova legislação vigente, os industriais já têm a permissão de conectar-se

diretamente à rede de transmissão em 2014 e cancelar suas contribuições à rede

de distribuição. Em algumas regiões, esses contratos foram estendidos de 3 a 15

anos. Nessas 19 regiões, se as distribuidoras (MRSKs) não conseguirem arcar

com a queda de receita de forma sustentável, 50% da perda dessa receita será

aportada diretamente pelo orçamento federal.

A Figura 59 ilustra a evolução das tarifas de energia elétrica para consumidores

residenciais, industriais e grandes consumidores não-industriais, de 2001 a

2012. Com um crescimento econômico mais lento, o governo decidiu congelar

as tarifas dos monopólios naturais por um ano (de 2013 a 2014), sem realizar a

indexação esperada.

Figura 59 – Evolução dos preços da energia elétrica na Rússia, por tipo de

consumidor: RUB/kWh (2001-2012)

Fonte: IEA (2014)

O preço da energia elétrica na Rússia inclui os custos com geração (atacadista e

regional), rede (transmissão e distribuição), infraestrutura (remuneração do

operador de mercado e do operador da rede) e o custo de comercialização

(GSs). Embora haja dificuldade em estimar claramente os custos dos agentes

elétricos com impostos, pode-se afirmar que uma tarifa elétrica global (sem

diferenciação de tipo de consumidor) em 2011 na Rússia seguia a seguinte

segregação de custos: 54% custo de geração atacadista e 6% custo de geração

regional (60% do custo final correspondem à geração elétrica); 5% ao custo de


723 No dia 12.02.2015, a cotação do rublo era de RUB 1 = BRL 0,04.

308

transmissão e 28% ao custo de distribuição (33% correspondem ao custo de

rede); 3% ao custo de infraestrutura; 4% ao custo da comercialização724.

As tarifas de rede estão aumentando e podem corresponder e 40% a 80% do

custo final no mercado varejista, dependendo da região. Apagões na região

Central, em 2005, e o acidente na hidrelétrica Sayano-Shushenskaya obrigaram

o governo a estabelecer medidas de modernização e ganhos de eficiência

através de uma regulação baseada em incentivos (RAB) para redes elétricas e

para o mercado de capacidade, a fim de garantir a confiabilidade do sistema.

A regulação RAB é aplicável às redes de transmissão e distribuição na Rússia.

Ela prevê novas tarifas para o sistema, baseadas no retorno do capital investido.

Através da RAB, as tarifas são estabelecidas para o período de cinco anos. A

principal característica da nova regulação é que o capital investido em um

monopólio natural deverá gerar um retorno suficientemente atrativo para

novos investimentos. Esse método ainda considera o risco do investidor. O

objetivo do Estado foi criar condições de atrair capital para o desenvolvimento

das redes elétricas e baseou-se em experiências internacionais bem sucedidas. A

Tabela 187 ilustra a diferença entre as taxas de retorno desse novo capital

investido.

Tabela 187 – Taxas de retorno em capital investido na regulação RAB para

2010-2014

Fonte: FSK (2014)

No início da RAB, as tarifas reguladas de retorno dos monopólios naturais

foram determinadas em 11% para novos ativos e de 1% a 11% para ativos

antigos. Internacionalmente, a regulação RAB tem se mostrado um instrumento

adequado para refletir a qualidade do fornecimento.

Segundo um estudo elaborado pela IEA (2013), embora não haja informações

disponíveis sobre carga tributária na tarifa elétrica de alguns países – a incluir a

Rússia –, a tarifa industrial russa era mais competitiva que de países como

Itália, Japão, Alemanha, França, Finlândia, Noruega e até Estados Unidos725. A

competitividade também acompanhava a tarifa residencial, mais barata que em

todos esses países. Segundo um relatório da KPMG (2009), em 2008, a tarifa de



309

eletricidade na Rússia era mais competitiva que a da China, Índia e Brasil,

países integrantes do BRICS, em torno de US$0,046/kWh726.


A Rússia não possui um imposto especial sobre a eletricidade727. As taxações de

emissão de carbono permanecem como um plano de longo prazo e não são

aplicadas atualmente no setor de geração. As produtoras de eletricidade na

Rússia estão sujeitas às mesmas taxações que outras indústrias não-energéticas,

com algumas exceções (por exemplo, as linhas elétricas não entram no cálculo

do imposto de propriedade). O VAT na Rússia é de 18% e incide diretamente no

gás natural. Ele também incide nas tarifas de eletricidade por se tratar de um

serviço prestado728.

Segundo dados da IEA (2013)729 – Fossil-fuel consumption subsidy rates as a

proportion of the full cost of supply – o índice médio de subsídio na Rússia era de

20,5% em 2013.. Os setores energéticos subsidiados pelo governo em 2013 eram

o de gás natural (US$ 22,3 bilhões) e o de eletricidade (US$ 24,2 bilhões). Não

foram registrados subsídios nos setores de carvão ou petróleo. Conforme já

observado, existe um subsídio cruzado entre clientes industrial/comerciais e

residenciais. Parte do custo de distribuição (de baixa voltagem) é compensada

por contribuições dos clientes de transmissão (alta voltagem). O governo já tem

sinalizado para uma mudança gradual nesse aspecto, com uma convergência

tarifária.

726 KPMG (2009) Think Bric! Russia.


728 Doing Business in St. Petersburg (2013) Utilities.

729 IEA (2013) Fossil-fuel consumption subsidy rates as a proportion of the full cost of supply.

310

SISTEMA ELÉTRICO DA ÁFRICA DO SUL

A África do Sul é um país com uma área de 1.221.037 km2 e uma população

total que em 2012 atingiu 52,4 milhões de habitantes730. Na Tabela 188, observa-

se que em 2009 o PIB sofreu uma queda, determinada principalmente pelo

declínio das exportações, que passaram de 35,5% do PIB, no ano anterior, para

27,1% do PIB em 2009, e a demanda interna, que passou de 62,1% para 60% do

PIB nesse mesmo período731. A recuperação do PIB, a partir de 2010, foi

impulsionada pela recuperação da atividade industrial e pela recuperação das

exportações. Em 2010 também ocorreu a Copa do Mundo, que movimentou o

setor de turismo e serviços.

Em relação ao PIB per capita, observa-se que entre 2008 e 2012 cresceu 2,22%.

Após a queda de 2,8% em 2009, voltou a crescer, mas somente em 2011

recuperou os níveis obtidos em 2008. A magnitude de queda foi maior que a

recessão observada em 2009 no PIB real, pois, naquele ano, a população sul-

africana cresceu 1,3%.

Tabela 188 - Crescimento do PIB real e PIB per capita, África do Sul, 2008-

2012

Fonte: Banco Mundial, 2013732

1.1. Sistema Elétrico Sul-Africano

A África do Sul é membro do Southern African Power Pool (SAPP)733, cuja missão

é fornecer energia elétrica de forma confiável e barata para os consumidores dos

países membros734. A principal empresa de energia elétrica do país, a Eskom

(inicialmente Escom, ou Electricity Supply Commission), controlada pelo Estado,

gera, transmite e distribui cerca de 95% da eletricidade da África do Sul. Além

de proprietária, a Eskom também opera a rede elétrica nacional. Os 5%

730 OECD (2012). http://stats.oecd.org/index.aspx?r=262435.

731 ApexBrasil (2011). http://www2.apexbrasil.com.br/media/estudo/africadosul_16102012171806.pdf.

732 WORLD BANK (2014). http://data.worldbank.org/indicator/NY.GDP.PCAP.KD.

733 O Southerm African Power Pool foi criado em 1996.

734 EIA (2014). http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=sf.

2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real 3,6 -1,5 3,1 3,6 2,5


2005)5.757 5.595 5.694 5.821 5.885


(2008 ano-base = 100)100 97,19 98,91 101,11 102,22

311

restantes de eletricidade não abastecidos pela Eskom vêm dos produtores

independes de energia (IPPs) e de importações de outros países africanos.

A história do setor elétrico sul-africano envolveu uma tentativa de liberalização

do mercado a partir do final da 1990 que não foi bem sucedida por falta de

investimentos em expansão da geração e que foi posteriormente revertida e

abandonada. Em 2008, houve uma crise do abastecimento com cortes

programados, pois a margem de reserva caiu a níveis preocupantes. O papel da

Eskom foi reforçado novamente e o mercado atacadista planejado foi

desconsiderado. Desde 2008, há elevados reajustes tarifários para aumentar a

receita de vendas dessa companhia energética a fim de possibilitar novos

investimentos. Atualmente, a reguladora do setor elétrico adotou preços

multianuais de energia e o setor privado tem sido convidado a participar ao

menos da geração por meio de programas desenvolvidos pelo governo. A

Figura 60 demonstra o setor elétrico sul-africano para o ano de 2011.

Figura 60 - Sistema Elétrico da África do Sul: 2011

Fonte: ESKOM (2011)735


A África do Sul fornece dois terços da eletricidade do continente africano e está

entre os quatro produtores de eletricidade mais baratos do mundo. Conforme

assinalado na Tabela 189, observa-se que, em 2012, a Eskom tinha 41,6 GW de

capacidade instalada, dos quais 90,8% correspondiam às fontes térmicas, 4,4%

735 ESKOM (2011). http://financialresults.co.za/2011/eskom_ar2011/profile_nature02.php#01.

312

às nucleares e 4,8% às hídricas (considerando as plantas voltadas para o

bombeio e armazenamento, as reversíveis). De acordo com a Tabela 189, houve

poucas modificações na composição da matriz de geração entre os anos de 2008

e 2012. As capacidades instaladas de geração hídrica e nuclear permaneceram

inalteradas, enquanto a capacidade térmica sofreu um acréscimo de 8,3% no

período. Mais de 90% da capacidade térmica instalada corresponde às usinas a

carvão, dada a abundância de reservas nacionais. A África do Sul é a quinta

maior produtora mundial do minério e destaca-se como grande exportadora.

Os dados da Tabela 189 incluem apenas os ativos de geração da Eskom, pois

apenas foram encontrados dados da evolução da matriz elétrica desta

companhia. Vale, no entanto, ressaltar que a capacidade apresentada está não

representa todo o parque gerador do país. Segundo a EIA (2013), a capacidade

instalada total na África do Sul era de 44,6 GW em 2012. Contrastando o valor

apresentado pela Tabela 189 com o da agência americana de informação

energética, constata-se que a Eskom controlava 93,3% da capacidade instalada

total sul-africana.

Tabela 189 - Capacidade instalada de geração na África do Sul, em GW, 2008 –

2012

Fonte: ESKOM (2010, 2011, 2012)736

De acordo com o Department of Energy (DoE), responsável por estabelecer a

política energética nacional, o país pretende diversificar suas fontes de geração.

Atualmente, as fontes renováveis são pouco representativas, mas a previsão é

de que esse tipo de fonte atinja 18,2 GW de capacidade instalada em 2030.

Também se prevê uma expansão da geração nuclear, cuja capacidade instalada

deve alcançar 9,6 GW em 2030737.

A capacidade eólica instalada pela Eskom e por produtores independentes

permaneceu quase estacionária entre 2008 e 2012, embora as expectativas para a

fonte sejam bastante promissoras a um futuro próximo, conforme mostrado na

Figura 61. De 2008 a 2012, a capacidade instalada de eólicas na África do Sul

passou de 8 MW para 10 MW, um crescimento de 25%. No entanto, a previsão é

736 ESKOM (2010) http://financialresults.co.za/2010/eskom_ar2010/downloads/eskom_ar2010.pdf; http://www.pads.eezeepage.co.za/i/69717; http://financialresults.co.za/2011/eskom_ar2011/.

737 EIA (2014).

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 2,0 (5,2%) 2,0 (4,9%) 2,0 (4,9%) 2,0 (4,8%) 2,0 (4,8%)

Térmica 34,9 (90,2%) 36,7 (90,6%) 37,1 (90,7%) 37,4 (90,8%) 37,8 (90,8%)

Nuclear 1,8 (4,6%) 1,8 (4,5%) 1,8 (4,4%) 1,8 (4,4%) 1,8 (4,4%)

Total 38,7 (100%) 40,5 (100%) 40,9 (100%) 41,2 (100%) 41,6 (100%)

313

de que, em 2020, 5.976 MW estejam instalados no país, resultado alcançado

especialmente pelo Programa REIPPPP, como mostraremos mais adiante.

Figura 61 – Capacidade eólica instalada na África do Sul por ano (MW): 2008-

2020

Fonte: SAWEA (2014)

1.1.2. Geração

A geração total de energia elétrica na África do Sul atingiu um patamar de 257,9

TWh em 2012. Desse total, como observado na Tabela 190, 92,9%

corresponderam à geração térmica, 5,1% à geração nuclear, 1,9% à geração

hídrica e 0,1% à geração por biocombustíveis (biomassa). A geração é

fortemente térmica, especialmente a de carvão, que responde por 99,9% da

geração térmica sul-africana. O carvão é um recurso abundante e as minas estão

muito próximas das principais geradoras, o que evita custos de logística e torna

o insumo ainda mais barato para geração.

Tabela 190 - Geração de energia elétrica por fonte na África do Sul, em TWh,

2008-2012

Fonte: IEA (2013)

De 2008 a 2012, a geração de eletricidade no país ficou quase estacionávia, com

uma leve queda de 0,2%. Em 2009, ano de recessão econômica, com contração

do PIB real, a geração elétrica passou de 258,3 TWh para 249,6 TWh, uma queda

de 3,4%. O ano seguinte foi de recuperação, embora a níveis menores que 2008.

Esse movimento de estagnação acompanha o comportamento do consumo

elétrico, principalmente o dos consumidores industriais. Pela análise da tabela

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 4,0 (1,6%) 4,2 (1,7%) 5,1 (2,0%) 5,0 (1,9%) 4,9 (1,9%)

Térmica 240,9 (93,3%) 232,2 (93,1%) 242,0 (93,2%) 243,6 (92,8%) 239,5 (92,9%)

Nuclear 13,0 (5,0%) 12,8 (5,1%) 12,1 (4,7%) 13,5 (5,2%) 13,1 (5,1%)

Eólica 0,1 (0,0%) 0,1 (0,0%) 0,1 (0,0%) 0,1 (0,0%) 0,1 (0,0%)

Biomassa 0,3 (0,1%) 0,3 (0,1%) 0,3 (0,1%) 0,3 (0,1%) 0,3 (0,1%)

Total 258,3 (100%) 249,6 (100%) 259,6 (100%) 262,5 (100%) 257,9 (100%)

314

acima, observa-se que houve estabilidade na geração eólica e de biomassa por

todo o período, sem variações. A geração térmica, mais importante na

composição elétrica, apresentou uma redução de 0,6%.

A geração hídrica cresceu 22,5% entre 2008 e 2012 e é dependente da afluência

anual. Existem dois rios principais na África do Sul: o Orange e o Limpopo. O

país tem uma precipitação média de 500 mm, abaixo da média mundial e seu

potencial hidrelétrico está limitado a poucas regiões, dados os regimes dos rios

com frequentes secas ou inundações738.

A África do Sul possui a única planta nuclear do continente africano, a Estação

Koeberg, de 1,8 GW. Essa usina localiza-se próxima à Cidade do Cabo e foi

resultado do programa nuclear estabelecido pelo governo ainda na década de

1970. O programa enfrentou fortes oposições, como Koeberg Alert, que foi uma

mobilização em 1983 contra a construção – que, à época, estava quase pronta.

Mesmo com somente uma planta, a energia nuclear é a segunda mais

representativa do país em geração. No ano de 2012, representou 5,1% do total.

No que respeita ao comercio internacional de eletricidade, o Southern African

Power Pool (SAPP) foi criado em 1995 pela Comunidade para o

Desenvolvimento da África Austral (SADC) e tornou-se o primeiro pool de

eletricidade criado fora da Europa e da América do Norte. Busca facilitar o

desenvolvimento do mercado elétrico comum competitivo na África Meridional

por meio de interligações entre os países envolvidos: Angola, Botsuana, Lesoto,

Malauí, Moçambique, Namíbia, Suazilândia, Tanzânia, República Democrática

do Congo, Zâmbia, Zimbábue e África do Sul. Os membros do grupo são

companhias nacionais de cada país. No caso da África do Sul, a representante é

a ESKOM. As companhias devem operar de forma coordenada e cooperativa a

fim de minimizar custos e manter a confiabilidade do sistema integrado.

Existem conexões diretas entre os países e novas integrações de redes estão

previstas. A Figura 62 demonstra o mapa de interligações elétricas do SAPP.

738 MICRO HYDROPOWER (2014) http://www.microhydropower.net/rsa/.

http://www.microhydropower.net/rsa/

315

Figura 62 – Mapa de interligações elétricas entre os membros do SAPP: 2013

Fonte: SAPP (2013)

A Eskom importa eletricidade de Moçambique e, em menor escala, da

República Democrática do Congo e da Zâmbia. Exporta eletricidade para

Botsuana, Lesoto, Moçambique, Namíbia, Suazilândia, Zâmbia e Zimbábue739.

A

Tabela 191 apresenta os volumes de energia elétrica exportados e importados

pela África do Sul. Segundo os dados apresentados, observa-se que o país foi

exportador líquido de eletricidade durante todo o período.

Tabela 191- Importação e exportação total de energia elétrica na África do Sul,

em TWh, 2008-2012

Fonte: DOE, 2014740

A Tabela 192 apresenta as perdas na rede de distribuição e transmissão na

África do Sul, entre 2008 e 2012. Em 2012, 22,4 TWh de eletricidade foram

perdidos técnica e comercialmente, o que correspondeu a 8,7% da geração para

739 NEWBERY (2007). http://www.gsb.uct.ac.za/files/SAElectricityPaper08.pdf.

740 DOE (2014) http://www.energy.gov.za/files/energyStats_frame.html.

2008 2009 2010 2011 2012

Importação 10,6 12,3 12,2 11,9 10

Exportação 14,2 14,1 14,7 15 15

316

o ano. Esse valor é inferior à média das perdas de países latino-americanos

presentes neste trabalho, mas superior à dos países desenvolvidos.741

Tabela 192 - Perdas na rede de transmissão e distribuição de energia elétrica

na África do Sul, em TWh, 2008-2012

Fonte: IEA (2013)


Os ativos das redes de transmissão na África do Sul são de propriedade da

Eskom, responsável também pela operação e despacho da carga. A companhia

possuía, em 2014, conforme demonstrado na Tabela 193, 29.924 km de redes de

transmissão, cuja voltagem varia de 132 kV a 765 kV. A maior parte das redes

de alta voltagem estão em 400 kV (56,8%).

Tabela 193 - Extensão das redes de transmissão da África do Sul, em km, 31

de março de 2014


A distribuição de energia elétrica para os consumidores finais também é

realizada pela Eskom, juntamente com municípios que compram a eletricidade

da Eskom e atuam como redistribuidores, como analisado mais adiante. Em

2014, a extensão das redes de distribuição era de 329.413 km, conforme

demonstrado na Tabela 194. A maior parte das linhas de distribuição na África

do Sul é aérea (83,8%) e de tensão abaixo ou igual a 22 kV.

741 Os dados utilizados são da IEA (2013), que considera um desvio estatístico (statistical difference) de 2,7 TWh. Por isso, a conta de GERAÇÃO-PERDAS-CONSUMO (por setor+energético) dá um valor positivo de 2,7 TWh em 2012. Esse valor corresponde a 1,0% da geração para o ano.

742 ESKOM (2014) http://integratedreport.eskom.co.za/supplementary/app-transmission.php.

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 22,5 24,3 24,5 22 22,4


Linhas de

transmissãoExtensão (km)

765 kV 2.235

533 kV DC 1.035

400 kV 17.011

275 kV 7.361

220 kV 1.217

132 kV 1.065

Total 29.924

317

Tabela 194 - Extensão das redes de distribuição da África do Sul, em km, 31

de março de 2014


1.1.4. Consumo

A demanda de energia elétrica na África do Sul em 2012 foi de 197,1 TWh,

conforme demonstrado na Tabela 195. Do consumo total, a indústria respondeu

por 59,5%, seguida pelas residências (19,7%) e o setor comercial e de serviços

(14,3%). Segundo o Banco Mundial, 36% da população sul-africana ainda reside

em áreas rurais. A demanda do agronegócio respondeu, no entanto, por

somente 2,9% da demanda. Entre 2008 e 2012, o consumo elétrico caiu 2,4%.

Tabela 195 - Consumo de energia elétrica da África do Sul por tipo de

consumidor, em TWh, 2008-2012

Fonte: IEA (2013)

A produção de metais não-ferrosos e a indústria de mineração do ouro são os

maiores consumidores de energia elétrica na África do Sul. Estes dois

segmentos são responsáveis por cerca de 25% do total de eletricidade

743 ESKOM (2014) http://integratedreport.eskom.co.za/supplementary/app-transmission.php.

Linhas de

distribuiçãoExtensão (km)

132 kV e acima 22.719

88-33 kV 23.374

Total 46.093

Linhas aéreas

22 kV e abaixo 276.027

Linhas

subterrâneas

7.293

132 kV e acima 65

33-88 kV 364

22 kV e abaixo 6.864

Total 329.413

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 117,4 114,3 120,4 121,5 117,3

Residencial 40,3 39,2 40,2 40,4 38,8

Serviços 29,3 28,5 29,2 29,4 28,2

Agricultura 5,9 5,8 5,9 5,9 5,7

Transporte 3,6 3,5 3,6 3,8 3,8

Outros 5,5 3,4 3,5 3,5 3,3

Total 202 194,7 202,8 204,5 197,1

318

consumida no país744. As indústrias sul-africanas são eletrointensivas e grandes

empreendimentos foram atraídos por tarifas competitivas praticadas pela

Eskom nos últimos anos. O forte crescimento econômico, a rápida

industrialização e o massivo programa de eletrificação da África do Sul

contribuíram para o aumento da demanda de eletricidade.

No entanto, devido à falta de investimento na capacidade de geração, a Eskom

não pôde satisfazer a demanda, o que levou a uma escassez de eletricidade e a

graves cortes de energia elétrica entre 2007 e 2008. A escassez de eletricidade

tem influenciado o conjunto da economia, mas isto tem sido mais importante

sobre o setor de mineração. Em janeiro de 2008, o Departamento de Mineração e

Energia e a Eskom publicaram uma nova política em resposta à escassez de

eletricidade. O plano incluía a reestruturação do sistema de distribuição de

eletricidade do país e a aprovação de projetos de eletricidade de produtores

independentes de energia elétrica. Também foram aprovados projetos entre a

Eskom e as indústrias privadas para gerar eletricidade a partir do calor gerado

como subproduto de processos industriais.

O plano destaca a importância de reduzir a demanda fixando corretamente o

preço da eletricidade, assim como promovendo a eficiência energética745. Neste

contexto, de 2008 a 2012, o consumo elétrico caiu especialmente através de

planos de redução de consumo para consumidores industriais, municípios e

residências. A Eskom tem incentivado ações como instalação de lâmpadas mais

eficientes nos domicílios (LED) e uma conscientização geral sobre o uso da

eletricidade sem desperdícios.

Na Tabela 196 constata-se que em 2014 existiam 5,2 milhões de consumidores

conectados à rede. Desse total, 97,3% correspondiam a consumidores

residenciais, embora a maior parte da demanda seja destinada às indústrias

pesadas. De 2012 a 2014, mais de 380.000 clientes entraram no mercado elétrico,

sinalizando um progressivo aumento da cobertura da rede.

744 DELOITTE (2012). http://www.eskom.co.za/CustomerCare/MYPD3/Documents/Economic_Impact_of_Electrcity_Price_Increases_Document1.pdf.

745 SACU – Sudáfrica. http://www.tralac.org/wp-content/blogs.dir/12/files/2011/uploads/TPR2009_Annex4_South_Africa_201003.pdf.

319

Tabela 196 - Número de consumidores conectados à rede de distribuição na

África do Sul, 2011-2014


Por outro lado, a Tabela 197 representa o consumo do próprio setor energético

na África do Sul. Em 2012, 30,7 TWh foram consumidos por este setor, o que

equivaleu a 11,9% da geração total para o ano. Observa-se que o consumo

energético permaneceu praticamente estável durante o período considerado.

Tabela 197 – Consumo do próprio setor energético na África do Sul: 2008-2012

Fonte: IEA (2013)

1.2. Estrutura do Setor Elétrico

1.2.1 Organização do Setor Elétrico da África do Sul

A África do Sul é a maior produtora de eletricidade do continente africano e a

Eskom é a maior empresa de energia elétrica do país, verticalmente integrada, e

atuante, portanto, nas atividades de geração, transmissão, distribuição e

comercialização. A companhia gera cerca de 95% da eletricidade consumida na

África do Sul e cerca de 45% da eletricidade consumida na África. A geração é

proveniente de plantas hidráulicas, turbinas a gás, nucleares e carvão747. Já a

atuação de produtores independentes (IPPs) ocorre por meio da venda de

eletricidade à Eskom em diversos tipos de contratos.

746 ESKOM (2014).

747 ESKOM. http://www.eskom.co.za/OurCompany/CompanyInformation/Pages/Company_Information.aspx.

2008 2009 2010 2011 2012

Consumo do setor 30,2 28,8 30,2 30,6 30,7

320

A Eskom também transmite e distribui energia elétrica para todos os tipos de

consumidores. Na África do Sul, o acesso de residências à eletricidade saltou de

35%, em 1990, para 84% em 2011748. O contexto político para esse aumento

dramático foi a transição de um governo que suportava o apartheid para um

governo democraticamente eleito, passando a garantir subsídios tarifários e

descontos. Em 2002, foi criado o Programa de Eletrificação Integrado (INEP),

que planejava ampliar o número de unidades consumidoras conectadas à rede,

como forma de inclusão social.

A Eskom atua com a distribuição, mas também vende blocos de energia para

alguns municípios, que distribuem aos consumidores dentro de seus limites749.

Esses municípios atuam como redistribuidores responsáveis pela infraestrutura

e pelas conexões. Assim, nestes casos, são os governos locais que respondem

pela provisão dos serviços básicos na área de jurisdição. Redistribuidoras na

África do Sul recebem carga da Eskom e fornecem eletricidade aos usuários

finais diretamente. Atualmente, a Eskom trabalha com municípios

redistribuidores como forma de descentralizar a responsabilidade pelo

atendimento. A Eskom distribui 60% da eletricidade e o restante fica a cargo

dos municípios.750

A Eskom é uma empresa de propriedade 100% estatal e altamente regulada

pelo governo sul-africano. A existência desse monopólio reflete a política

nacional de concentração dos serviços públicos sob tutela do Estado para obter

economias de escala e assegurar a viabilidade de altos montantes requeridos no

financiamento de empreendimentos energéticos a prazos determinados. Nessa

visão, a competição e participação privada são consideradas insuficientes para

garantir a provisão de serviços de infraestrutura751.

No início dos anos de 1990, houve um ambicioso plano de privatização e

reestruturação do setor elétrico, por conta das atitudes tomadas em outros

países que liberalizaram seus mercados. O foco da reforma sul-africana foi levar

o setor privado para dar apoio à indústria elétrica. Assim, o White Paper em

Política Energética foi um plano de reestruturação publicado em 1998 para

melhorar a equidade social, a eficiência e a competitividade econômica,

proporcionar baixo custo e baixa restrição à entrada de fontes de geração, além

de buscar a sustentabilidade ambiental752. O documento previa dar ao

748 GNESD (2014) http://energy-access.gnesd.org/cases/22-south-african-electrification-programme.html.

749 Department of Energy. http://www.energy.gov.za/files/electricity_frame.html.

750 Banco Mundial (2013) http://elibrary.worldbank.org/doi/abs/10.1596/9780821395561_CH10.

751 Banco Mundial (2013) http://elibrary.worldbank.org/doi/abs/10.1596/9780821395561_CH10.

752 NEWBERY (2007).

321

consumidor o direito de escolher seu fornecedor de eletricidade. Havia ainda o

objetivo claro de introdução de competição, especialmente no segmento de

geração, e a permissão do livre acesso ao sistema de transmissão, com estímulo

da participação de agentes privados no setor elétrico.

A Eskom foi transformada em sociedade com autonomia de gestão e, em 2001,

suas atividades (geração, transmissão e distribuição) foram separadas, bem

como seus recursos financeiros foram delimitados753. A rede de distribuição

deveria ser fragmentada para ser reformulada em seis novas empresas

distribuidoras, cuja propriedade seria detida pela Eskom e pelos municípios. O

intuito era trazer concorrência e participação do setor privado na distribuição.

No entanto, o processo envolveu uma legislação complexa, principalmente em

relação à transferência dos ativos. Em 2005, apenas uma empresa havia sido

criada, mas foi dissolvida logo depois754. A incerteza institucional sobre quais

papéis o setor público passaria a exercer – o privado também – contribuíram

para um colapso nos investimentos de capacidade instalada. Conforme a Figura

63, não houve nenhum interesse no investimento em geração.

Figura 63 – Capacidade instalada acrescentada por ano na África do Sul: 1989-

2007

Fonte: UBS Investment Research

A espera por investimentos em geração pela iniciativa privada entre 2002 a 2006

tornou privada o setor elétrico decadente e cinco anos foram perdidos sem a

adição de capacidade de geração. A sinalização de mudanças não era clara e a

burocracia era adversa, gerando incertezas. Nesse ínterim, a demanda

continuou a crescer, pressionando o setor elétrico a atuar com uma reserva cada

vez menor.

753 Centro Internacional de Pobreza (2008) Kate Bayliss do SOAS. http://www.ipc-undp.org/pub/port/IPCOnePager56.pdf.

754 Centro Internacional de Pobreza (2008) Kate Bayliss do SOAS. http://www.ipc-undp.org/pub/port/IPCOnePager56.pdf.

322

Em 2004, o governo anunciou que a Eskom não seria mais desverticalizada e

nem privatizada. A introdução de uma câmara de comercialização no mercado

atacadista de energia elétrica foi desconsiderada devido à concentração de

ativos de geração na Eskon e da própria escassez de geração, com reservas

marginais cada vez menores. A Figura 64 ilustra a margem de reserva da

Eskom entre 1999 e 2011. Observa-se que o sistema alcançou seu ponto de

mínimo em 2007, com 5,6%. A partir de 2008, com planos emergenciais tomados

pelo governo, esse valor relativo quase que dobrou.

Figura 64 – Margem de reserva disponível para a Eskom (%): 1999-2011

Fonte: Eskom (2012)

Neste contexto, em 2008, depois de anos de poucos investimentos com forte

expansão da demanda de energia elétrica, o setor elétrico enfrentou uma crise

que foi respondida com cortes programados de força e reajustes tarifários

elevados para financiar a construção de novas plantas pela Eskom. Em suma, o

mercado de energia elétrica, previsto no White Paper de 1998, nunca chegou a

ser realmente implementado sendo descartado em definitivo na sequência da

crise de abastecimento.

O projeto do mercado de eletricidade foi encerrado e a Eskom recebeu

novamente autorização para investir em nova capacidade de geração, enquanto

os produtores independentes seriam convidados a contribuir com até 30% da

nova capacidade755. A política que revisava o mercado de eletricidade não foi

publicada formalmente por ter ficado evidente que aquelas diretrizes definidas

em 1998 já não se aplicavam mais. O governo passou a encarar a Eskom como

uma campeã nacional, que deveria liderar os investimentos em infraestrutura

dando apoio ao crescimento econômico e melhorando o bem-estar, como fazia

antes.

755 NEWBERY (2007).

323

Antes dos efeitos da crise causada pela ausência de investimentos públicos (e

privados), a África do Sul era internacionalmente conhecida como um destino

competitivo às companhias eletrointensivas por praticar um dos menores

preços de eletricidade. As tarifas atuais permanecem bastante competitivas,

mas os reajustes têm diminuído a vantagem nacional em relação a outros

países.

1.2.2 Marco Institucional

Na África do Sul, além de instituições privadas, existem órgãos que foram

criados para garantir o bom funcionamento do setor elétrico:

a) Department of Energy (DoE)756 é responsável por assegurar o aproveitamento,

desenvolvimento, processamento, utilização e administração dos recursos

energéticos na África do Sul. O departamento é subdividido na Seção de

Eletricidade e Nuclear, responsável pelos assuntos elétricos e nucleares, e a

Seção de Planejamento Energético e Hidrocarbonetos, responsável

planejamento energético, incluindo carvão, gás, combustíveis, eficiência

energética, renováveis e a divulgação de estatísticas sobre energia. O DoE

deve buscar o acesso universal à energia, a diversificação de energias

primárias e minimizar a dependência de carvão.

b) Department of Mineral Resources (DMR) passou a existir em 2009 quando o

Department of Minerals and Energy (DME) foi dividido em dois, sendo que a

outra unidade passou a chamar-se Department of Energy (DoE). O DMR é

responsável por fiscalizar a indústria de mineração e a extração dos

combustíveis fósseis ou minerais na África do Sul.

c) Eskom757 é uma empresa verticalmente integrada de propriedade do governo

sul-africano. Responde por todas as atividades da cadeia energética, da

geração à comercialização. A companhia ainda é operadora da rede nacional

de eletricidade. Embora não tenha direitos exclusivos de geração

(produtores independentes são admitidos), possui um monopólio de redes.

Opera o sistema de transmissão em alta voltagem e fornece eletricidade

diretamente aos grandes consumidores, como mineradoras e industriais.

d) Association of Municipal Electricity Utilities (AMEU)758 é uma organização de

distribuidoras municipais de eletricidade, bem como outros representantes

nacionais, paraestatais, comerciais e acadêmicos que possuem interesse

direto no fornecimento elétrico. A AMEU promove a qualidade e serviço e

administração entre seus membros, facilitando a comunicação e o ambiente

econômico. Essa entidade fornece serviços de consultoria às distribuidoras

municipais e a todas as categorias de consumidores finais.

756 DoE (2014) http://www.energy.gov.za/files/au_frame.html.

757 DoE (2014) http://www.energy.gov.za/files/electricity_frame.html.

758 AMEU (2014) http://www.ameu.co.za/MembershipStructures/AboutUs.aspx.

324

e) National Energy Regulator (NERSA) é a autoridade reguladora estabelecida

pelo National Energy Regulator Act de 2004 com a missão de regular o setor

de energia de acordo com as leis do governo, políticas, normas e as melhores

práticas internacionais de apoio ao desenvolvimento sustentável. É o

responsável pelo licenciamento, determinação das tarifas e

acompanhamento do desempenho de todos os geradores, transmissores e

distribuidores licenciados759.

f) National Nuclear Regulator (NNR) é a reguladora específica de fontes

nucleares na África do Sul, responsável pela segurança e pela condução de

planos de emergência – quando necessários – na única planta nuclear do

país, a Koeberg.

g) 1.2.3 Mercado de Eletricidade

Atualmente, a Eskom permanece como uma empresa integralmente

verticalizada, responsável por todas as etapas da cadeia elétrica na África do

Sul. O papel centralizador foi retomado definitivamente em 2008, ano em

quando houve os efeitos da crise do abastecimento. A ideia de que o setor

privado sozinho não conseguiria lidar com os investimentos necessários em

empreendimentos de capacidade instalada – que vigorou por anos, até o início

dos anos de 1990 – voltou a vigorar. A empresa é a responsável pela segurança

energética, pela operação das redes do país, pelas importações e exportações

com outros países do SAPP e pelo abastecimento tanto de residências como de

grandes consumidores. A Eskom pode firmar contratos de compra de

eletricidade gerada por produtores independentes de energia. Não existe uma

câmara de comercialização ou um mercado atacadista competitivo na África do

Sul, pois essas atividades fazem parte do monopólio exercido pela Eskom.

No entanto, a Eskom participa do SAPP, que congrega outras companhias

energéticas africanas. A moeda utilizada para as transações é o rand sul-

africano ou o dólar americano. Nesse pool elétrico africano, existe o mercado do

dia seguinte (DAM), em que as negociações ocorrem para a entrega física da

carga no dia seguinte ao da operação.

O DAM funciona como um leilão, com ofertas feitas por compradores e

vendedores. O mercado é fechado para qualquer empresa que não seja membro

(vale relembrar que só são admitidas empresas estatais de eletricidade). O SAPP

ainda fornece ofertas válidas por dez dias, ou seja, de caráter futuro. Essa

plataforma de intercâmbio internacional busca um mercado competitivo e

aberto entre os países do sul do continente africano através da administração

das flutuações de oferta e demanda de eletricidade. Somente os participantes

sabem os detalhes de ofertas feitas no leilão. O preço de equilíbrio alcançado no

DAM é válido para todas as comercializações entre os membros do mercado

759 NERSA. http://www.nersa.org.za/#.

325

comum. O congestionamento da rede é administrado por uma ferramenta do

SAPP, a fim de não onerar as companhias envolvidas.

Esse mercado ainda comporta a celebração de contratos bilaterais entre agentes.

Os contratos podem ser firmes ou não-firmes. Os contratos firmes preveem

penalidades em caso de não entrega física da eletricidade e geralmente são

feitos para fornecimento não temporário. Os contratos não-firmes preveem uma

interrupção, desde que em prévio aviso. Caso haja notificação de corte

temporário, não haverá penalidades.

Em abril de 2013, o SAPP introduziu o mercado pós dia seguinte (PDAM), que

ocorre depois que o DAM é fechado. Ele funciona como um mercado horário de

ajustes, com negociações antes da entrega física. Seu principal objetivo é

possibilitar transações que não puderam ser realizadas no DAM ou ajustes com

relação às posições contratadas no DAM. Compradores e vendedores oferecem

lances para este mercado até que um preço de equilíbrio seja formado.

A maior parte da carga é destinada a suprir os contratos bilaterais de energia,

conforme demonstrado pela Tabela 198. O mercado competitivo

(DAM/PDAM) ainda é pouco desenvolvido e utilizado somente para situações

emergenciais pelos membros.

Tabela 198 – Participação do mercado competitivo no SAPP: Mar 13/Abr 14

Fonte: SAPP (2014)

1.2.3 Preço da Energia Elétrica

Um desenvolvimento notável foi o compromisso da Eskon em reduzir o preço

real da energia com ganhos de eficiência internos. A companhia apresentou seu

326

“preço compacto” em 1991760, e se comprometeu a diminuir o preço da

eletricidade em 20% entre 1992 e 1996. Entre 1987 e 1991, a empresa pública já

havia apresentado uma redução de 14% no preço cobrado dos consumidores

finais.

Em 1994, houve uma nova promessa de redução dos preços, dessa vez em 15%

em termos reais entre 1995 e 2000. Naquele ano, por exemplo, os preços eram

76% dos praticados em 1987, quando os planos de redução tarifária começaram

a ser instituídos. A Eskom argumentou que suas metas seriam alcançadas

através de melhorias na produtividade, redução de custos de operação e um

rígido controle orçamentário. Essas ações estavam relacionadas ao objetivo de

tornar-se a geradora de energia elétrica mais barata do mundo. No entanto,

outros fatores contribuíram para o sucesso desses resultados, como a queda no

número de trabalhadores (em 1985, eram 66 mil; em 1994, 40 mil) e a menor

exposição financeira, que acarretou uma redução das dívidas. Essa redução foi

possível porque os custos com capital caíram dramaticamente desde meados da

década de 1980. Além disso, nos anos 80 a empresa operava com uma

sobrecapacidade instalada, a demanda estava reprimida e os programas de

inclusão ainda eram incipientes. O setor elétrico na África do Sul historicamente

foi marcado pelo excesso de capacidade de geração, o que levou as tarifas a

tornarem-se artificialmente baixas. Esse movimento não foi exclusivo do país,

mas presente em várias regiões da Comunidade para o Desenvolvimento da

África Austral (SADC).

Durante o período de reformulação do mercado elétrico, a demanda de

eletricidade aumentou substancialmente como resultado do forte crescimento

econômico e do programa da eletrificação nacional. Sem investimentos em nova

infraestrutura de geração, o equilíbrio entre oferta e demanda ficou sob pressão

e levou à escassez de energia no país em 2008761.

Para tentar resolver o problema, foi promulgado o Plano de Recursos

Integrados em 2011, que tinha a intenção de aumentar a capacidade de geração

entre 2010 e 2030, considerando as múltiplas possibilidades de suprimento da

demanda. Durante a crise do abastecimento, a Eskom anunciou um plano para

construção de novas unidades de geração, mas a baixa tarifa não poderia

financiar os investimentos. Em 2008, o regulador nacional passou a conceder

aumentos tarifários a Eskom bem acima da taxa de inflação a fim de levantar

fundos para o programa de investimento762. Até então, operava um modelo de

760 BETHLEHEM (1997) The Bottom Line: Industry and the Environment in South Africa: http://books.google.com.br/books?id=f26X0qRpWgIC&pg=PA34&lpg=PA34&dq=eskom+15%25+1994&source=bl&ots=CVBaA1uEFx&sig=ztoayw433AlnaDJtZMh4IJNfwRo&hl=pt-BR&sa=X&ei=mcuEVNHkKYiyggSO_oPwDg&redir_esc=y#v=onepage&q=eskom%2015%25%201994&f=false.

761 KPMG (2012).

762 KPMG (2012).

327

reajuste abaixo do nível geral de preços, o que causava ganhos reais

acumulados aos consumidores e incentivava o crescimento da demanda,

conforme observado na Figura 65, o preço praticado pela Eskom era realmente

muito baixo.

Figura 65 - Preço médio real de venda de eletricidade da Eskom, 1979-2006

Fonte: NEWBERY (2007)

A geração da Eskom é principalmente sustentada por plantas a carvão e a

África do Sul possui abundantes reservas. Os preços do carvão são

competitivos, o que fornece uma vantagem importante sobre as outras fontes

usadas na geração. As usinas estão localizadas perto das minas, o que

economiza custos com logística. Além disso, enquanto outros países estão

dispostos a reformular suas matrizes com energia limpa, a África do Sul

permanece altamente térmica, embora apresentando alguns incentivos recentes

ao desenvolvimento renovável. As legislações ambientais nacionais são mais

brandas e a taxa sobre a emissão de carbono ainda não foi implementada, mas

postergada, como mostraremos a seguir.

Em 2003, o Tesouro Sul-africano recebeu relatórios sobre os preços

administrados. Dois desses relatórios observavam que, até aquele momento, a

NERSA ainda não havia implementado uma abordagem sólida para a regulação

dos preços da Eskom. Com base nos relatórios, o regulador estabeleceu em

diversos documentos os princípios que pretendia aplicar na definição do marco

regulatório para as tarifas de varejo. O National Retail Tariff Guidelines de 2004

declarava763:

763 NEWBERY (2007).

328

a) As tarifas deverão aumentar a eficiência econômica na alocação dos recursos

do país;

b) Para satisfazer o critério precedente, é necessário que a estrutura e o nível de

tarifas reflitam os custos. No entanto, desvios podem ser necessários de

modo a prover outras considerações;

c) Onde houver subsídios cruzados nas tarifas, estes devem ser transparentes.

Os responsáveis são obrigados a fazer um esforço pra estabelecer e divulgar

o nível médio de subsídios cruzados entre as categorias de clientes para que

estes estejam cientes disso.

Posteriormente, em 2005, foi divulgado o Rolling out the Wholesale Electricity

Pricing System – Phase 2. O documento previa que não haveria mudanças no

então sistema de subsídios cruzados, mas reconheceu que estes criam tarifas

que nem sempre refletem os custos eficientes e, em particular, reconheceu um

impacto geográfico considerável764.

Quando a crise do racionamento eclodiu entre 2007 e 2008, a NERSA teve o

desafio central de garantir, por meio de suas resoluções, que a Eskom pudesse

investir em novos empreendimentos de expansão da matriz, mesmo que isso

implicasse elevação tarifária aos consumidores finais. O processo de expansão

da capacidade de geração significou aumento de receitas para a Eskom,

principalmente pelo aumento das tarifas.

Embora a Eskom seja uma companhia verticalizada e não opere em condições

de livre mercado, a indústria elétrica na África do Sul é altamente regulada pela

NERSA. A Eskom não estabelece suas próprias tarifas, mas tem por obrigação

entregar relatórios que demonstrem sugestões de reajustes tarifários futuros, a

fim de garantir que a empresa opere de forma sustentável e continue a

impulsionar investimentos.

Em 2005, o regulador passou a determinar os preços da eletricidade baseado no

determinador de preços multianuais (MYPD)765. O MYPD ou MYPD1 foi executado

para os anos de 2006/2007 e 2008/2009766. Tinha por objetivo a recuperação de

custos da Eskom, de forma a manter a qualidade do serviço da empresa e sua

sustentabilidade financeira.

Eskom submeteu uma petição ao NERSA, em abril de 2007, para reavaliar o

MYPD, com base nas variações dos custos da energia primária, variações sobre

as despesas de capital e variações de custo, receitas e erros iniciais de estimação.

O pedido foi aceito e foi concedido um aumento de 14,2% na tarifa. Em março

de 2008, a Eskom requisitou novamente a revisão do preço em função do

aumento dos custos da energia causado por três fatores:

764 NEWBERY (2007).

765 THOPIL (2012).

766 THOPIL (2012).

329

a) Volatilidade dos preços do combustível decorrente da elevação no preço do

carvão e do gás;

b) Diversificação das fontes de geração, que pode impactar os preços de forma

diferente em cada região e;

c) Incertezas quanto ao volume de energia demandada em função de

mudanças no crescimento econômico767.

Depois de uma consulta as partes interessadas e audiências públicas o

regulador decidiu que as receitas da Eskom, os preços médios padrões e os

preços percentuais, para os anos seguintes, seriam como os mostrados na

Tabela 199.

Tabela 199 - Receita e preço com base no MYPD 2, vários anos

Fonte: South African Journal of Science (2013)768

Os aumentos de preços mostrados acima foram feitos de acordo com os

aumentos propostos pela Eskom e aplicáveis a todas as classes de consumidores

de eletricidade.

A curva de preço de longo prazo da Eskom projeta custos unitários médios

crescentes em termos reais de US$ 0,02/kWh para US$ 0,05/kWh em 2036, dos

quais os custos de geração mais do que quadruplicariam, passando de US$

0,013/kWh a US$ 0,041/kWh. Para a transmissão, é previsto um aumento de

US$ 0,0019/kWh para US$ 0,0027/kWh. Quanto à distribuição, prevê-se uma

evolução de US$ 0,00056/kWh para US$ 0,00672/kWh769.

1.2.4. Fontes renováveis e eficiência energética

O governo sul-africano tem reconhecido os impactos climáticos e buscado a

mitigação de seus efeitos através de restrições à poluição ou incentivos às

renováveis para a composição de uma matriz energética mais limpa. O carvão,

767 THOPIL (2012).

768 THOPIL http://www.sajs.co.za/sites/default/files/publications/pdf/Thopil_Review%20Article.pdf.

769 NEWBERY (2007). Os valores são referentes à taxa de câmbio real média do rand em 10 anos.

2010/11 2011/12 2012/13

Receitas autorizadas para vendas

baseadas em tarifas (mi US$)

9.539 12.312 15.835

Previsão de vendas a consumidores

tarifários (GWh)

204.551 210.219 214.737

Preço médio padrão (c/kWh) 4,66 5,86 7,37

Aumento dos preços (%) 24,80% 25,80% 25,90%

Receita total esperada de todos os

consumidores (mi US$)

10.182 13.006 16.616

http://www.sajs.co.za/sites/default/files/publications/pdf/Thopil_Review%20Article.pdf

330

principal insumo das térmicas nacionais, é barato, mas comparativamente mais

poluente.

A África do Sul é responsável por quase metade das emissões de dióxido de

carbono no continente africano. O setor energético é responsável por 80%

dessas emissões. Dessa forma, houve a introdução de um encargo em

combustíveis (derivados do petróleo e diesel), um encargo de geração elétrica,

incentivos fiscais em eficiência energética e uma isenção tributária para vendas

resultantes de projetos de energia limpa. O encargo sobre geração de eletricidade

começou em 2009 e inclui a geração por fontes não-renováveis, como nucleares,

carvão, óleo e gás natural. O valor dessa taxa equivale a US$ 0,00223/kWh,

coletado pela South African Revenue Service (SARS)770. Há isenção para plantas

com menos de 5 MW. A introdução desse encargo foi o primeiro passo para o

início de uma taxa sobre o carbono. Essa taxa estava programada para o início

de 2015, mas recentemente o governo adiou o programa para 2016. A taxa

inicial será de US$ 13,43/tonelada de dióxido de carbono e aumentará em 10%

ao ano até 2019. Existem diversas outras medidas que estão sendo tomadas por

parte do poder público, a saber:

a) Administração da eficiência e demanda energética: esse programa irá se apoiar

em outras iniciativas já existentes de eficiência energética e oferecerá

cobertura para além da eletricidade industrial, incluindo o desenvolvimento

de programas em edifícios públicos e residências, priorizando usuários de

baixa renda e prédios comerciais;

b) Gestão de lixívia: o programa buscar reduzir as emissões de gases através da

exploração de oportunidades em práticas de conversão do lixo e resíduos

em energia elétrica, bem como a captura do metano e do gás de aterros

sanitários de depósitos;

c) Captura e Armazenagem de Carbono (CCS): liderado pela DoE, tem foco no

desenvolvimento da captura de dióxido de carbono para evitar

externalidades negativas com outras empresas e com o próprio meio

ambiente;

d) Política energética de base gratuita: fornece 50 kWh por mês de eletricidade a

consumidores indigentes; esse programa deve ser revisto e fortalecido com

outras políticas públicas de assistência;

Em 2009, o governo sul-africano adotou tarifas feed-in para as renováveis, a fim

de dar suporte aos geradores de renováveis. No entanto, o mecanismo foi

extinto em 2011 para priorizar o Programa de Recrutamento de Produtores

Independentes de Energia Renováveis (REIPPPP). Essa iniciativa é reconhecida

por ter conseguido cativar os investidores privados. No total, 64 novos IPPs de

energia renovável foram criados, em diferentes escalas e localidades. O

770 BUSINESS DAY (2008) Levy on electricity generation in SA. https://www.ensafrica.com/newsletter/briefs/08_09_08%2001%2001lr0809LAW_AL_5.pdf.

331

investimento total somou US$ 14 bilhões e promete aportar 3,9 GW em

tecnologias conectadas às redes, como eólicas, fotovoltaicas, pequenas

hidrelétricas, biomassa e biogás.

Desde 2012, a África do Sul está classificada dentre os dez países com maior

volume de investimentos de produtores independentes em renováveis. Em

menos de três anos, o país registrou mais investimentos em geração

independente que todo o continente africano nos últimos 20 anos771. O governo

determinou, através do REIPPPP, que 3,7 GW devem ser aportados por fontes

renováveis para assegurar um fornecimento seguro de eletricidade no futuro.

Os produtores independentes deverão construir as plantas geradoras e o custo

estimado desse programa à Eskom já está incorporado no MYPD 3, que

vigorará de 2013 a 2018. Dessa forma, o incentivo às renováveis na África do Sul

incidirá diretamente na tarifa através dos reajustes realizados pelo regulador no

preço cobrado pela Eskom aos consumidores finais.

1.2.5 Impostos e subsídios

A eletricidade integra o conjunto de bens e serviços que são taxados com VAT

na África do Sul. O valor desse imposto é fixado em 14%. Existe ainda o encargo

sobre geração não-renovável (ZAR 0,035c/kWh), introduzido em 2009 e

aplicável para combustíveis fósseis e geração nuclear. Esse valor é pago pelos

produtores e foi uma forma de introdução ao imposto sobre carbono, ainda não

vigente na África do Sul.

Atualmente, vigora no país um esquema de subsídios cruzados. Os usuários de

renda mais alta ou grandes consumidores subsidiam os usuários de renda mais

baixa. Os consumidores de baixa renda são considerados vulneráveis e

amparados com descontos tarifários sustentados por industriais, mineradoras e

o comércio, cujas tarifas refletem melhor a realidade dos custos. Os reajustes

tarifários para os grandes consumidores estão sempre acima da média de

reajustes exatamente para um efeito de compensação por subsídios cruzados..

771 PPIAF (2014) http://www.gsb.uct.ac.za/files/PPIAFReport.pdf.

332

SISTEMAS ELÉTRICOS DE ESTADOS DOS ESTADOS UNIDOS E CANADA ESTUDADOS

1. CALIFORNIA – ESTADOS UNIDOS

A Califórnia é um dos cinquenta estados dos Estados Unidos da América, com

uma área total de 403.466 km² e uma população que alcançou os 38,04 milhões

de habitantes em 2012772. O estado possui o maior PIB dos EUA. Em 2012, o PIB

total da Califórnia chegou aos US$ 2 trilhões, valor comparável ao PIB russo

para o mesmo ano773.

Na Tabela 200, observa-se um acentuado recuo do PIB real em 2009, de -5,1%,

reflexo da crise financeira que começou em 2008. A partir de 2010, no entanto, a

Califórnia tem registrado um crescimento cada vez maior do PIB real,

apontando para uma recuperação pós-recessão. No período considerado, de

2008 a 2012, houve uma queda de 4,05% no PIB per capita, passando de US$

47.976 para US$ 46.029. No auge da queda do PIB real, em 2009, houve uma

redução de 5,98% no PIB per capita. O PIB per capita em 2010 caiu em relação

ao de 2009, mesmo com o aumento do PIB real em 0,3%, pois o crescimento

populacional registrado entre 2009 e 2010 (0,8%) foi superior à variação do PIB.

Tabela 200 – Crescimento do PIB real e PIB per capita, Califórnia: 2008-2012

Fonte: Bureau of Economic Analysis (2013)

1.1. Sistema elétrico da Califórnia

A Califórnia destacou-se pelo pioneirismo nacional na desregulamentação dos

mercados elétricos. No entanto, a partir de maio de 2000, o modelo proposto

passou a apresentar deficiências. Houve uma escalada dos preços pela restrição

da oferta energética e vários blecautes de inverno, o que obrigou a Califórnia a

declarar estado de emergência. Ocorreu grave consequencia politica com o

afastamento do Governador Davis em 2003 tendo a crise do setor elétrico

provocado a intervenção de autoridades públicas.774 Atualmente, o estado gera

aproximadamente 70% da eletricidade que utiliza, importando o restante do

772 United States Census Bureau (2014).

773 Center for Continuing Study of the California Economy (2013).

774 A Crise da Califórnia e os novos rumos da reforma do setor elétrico americano (2005).

333

Noroeste Pacífico e do Sudoeste dos EUA775. A Califórnia tem buscado a

diversificação da matriz através de fontes solares e eólicas e prevenir novas

crises no setor elétrico. O estado conta com uma forte presença do setor privado

em todas as etapas da cadeia energética. Na Figura 66, observa-se o sistema

elétrico de transmissão na Califórnia.

Figura 66: Sistema Elétrico da Califórnia

Fonte: California Energy Commission (2012)

1.1.1 Matriz elétrica

O maior desafio do estado da Califórnia é assegurar o fornecimento adequado

de eletricidade reduzindo, simultaneamente, as emissões de gases do efeito

estufa, como estabelecem as diretrizes do Assembly Bill 32, que preveem a

redução de 33% das emissões até 2020. Desde 2003, a política energética prioriza

eficiência, demanda responsável, renováveis e a geração distribuída para suprir

775 California Electricity Statistics & Data: The California Energy Commission (2014).

334

as necessidades elétricas dos consumidores776. O objetivo é que 33% da geração

para 2020 sejam de fontes renováveis.

Na Tabela 201, observa-se que a Califórnia tinha 71,3GW de capacidade

instalada, dos quais 59,6% correspondiam às fontes térmicas, principalmente a

gás natural, 19,6% às fontes hídricas e 7,7% às fontes eólicas.

Tabela 201 – Capacidade instalada segundo fonte na Califórnia, em GW:

2008-2012

Fonte: EIA (2012)

A Califórnia abriga o maior complexo de plantas geradoras de energia

geotérmica do mundo, The Geysers, com uma capacidade líquida de geração em

torno de 0,73GW. Em 2012, a capacidade instalada de fontes geotérmicas era de

2,1GW, 2,9% da capacidade total instalada naquele ano. Já as nucleares

responderam por 6,2% da capacidade.

A capacidade instalada das eólicas saltou de 2,37GW para 5,51GW, um

aumento de 132,49% em quatro anos. Da mesma forma, houve também um

fomento às fontes solares, que experimentaram um aumento de 180,95% na

capacidade instalada, passando de 0,42GW para 1,18GW, embora a participação

de solares na capacidade total ainda seja baixa, cerca de 1,7%. O sucesso de

incorporação das renováveis na capacidade instalada da Califórnia é explicado

por programas federais e estaduais específicos, conforme será mostrado a

seguir.

1.1.2. Geração

A geração de energia elétrica na Califórnia foi de 199,5TWh em 2012. Do total,

conforme a Tabela 202, as fontes térmicas foram responsáveis por 61,6%. As

fontes hídricas representaram 13,7% da geração e as nucleares, 9,3%. As

geotérmicas aportaram 6,3%, praticamente estável durante todo o período

analisado, de 2008 a 2012.


335

Observa-se um forte incremento da participação solar na geração, bem como

das eólicas, graças a incentivos governamentais de fomento às renováveis.

Tabela 202 – Geração de energia elétrica por fonte na Califórnia, em TWh,

2008-2012

Fonte: EIA (2012)

É importante apontar que desde 2006 há uma tendência de queda na geração de

energia elétrica na Califórnia pelos esforços em eficiência energética. Entre 2008

e 2012 a geração de fontes térmicas passou de 125,7TWh para 122,82TWh, o que

representa uma queda de 2,29% na participação produtora influenciada pelas

políticas de suporte às renováveis. No entanto, em 2012, percebeu-se uma alta

na geração térmica e uma baixa na geração hídrica, reflexo da seca e de baixas

precipitações no estado.

A maior redução na geração ocorreu com as nucleares. Em 2008, as nucleares

geraram 32,48TWh e, em 2012, 18,51TWh, uma queda de 43,01%. Isso se explica

pela desativação da Planta Nuclear de San Onofre em 2012, uma das maiores

unidades geradoras de energia nuclear dos EUA. O desligamento decorreu de

um leve vazamento radioativo em um duto de vapor.

As geotérmicas geraram 12,52TWh em 2012, 2,8% a menos que em 2008,

apresentando baixas oscilações durante o período considerado. A geração eólica

registrou 9,75TWh em 2012 frente aos 5,38TWh em 2008, um aumento de

81,23%. Já as fontes solares apresentaram o maior crescimento de geração

dentre as fontes energéticas no estado, de 100%.

O desempenho dessas renováveis foi resultado de fomentos estatais às

geradoras de energia limpa. O Renewable Portfolio Standard (RPS) é um

programa proposto pelo Governo Federal que permite aos reguladores requerer

que certa percentagem do uso de energia elétrica, em uma jurisdição, seja

proveniente de fontes renováveis. O governo federal ainda encoraja a produção

de eletricidade eólica, concedendo crédito fiscal de 1,5 centavos de dólar por

kWh.

Em nível estadual, a Califórnia criou um fundo de arrecadação junto aos

consumidores de energia elétrica, através de uma sobretaxa tarifária, para

aumentar a competitividade de geradoras de energia renovável através de

336

pagamentos de auxílios a instalações produtoras777. Mais recentemente, há um

incentivo especial para as plantas solares, que será explicado na seção Impostos

e Subsídios.

O sistema elétrico da Califórnia, além de interligações com outros estados

americanos, comercializa energia elétrica com o México, entre o sul do estado e

Baja California, para suprir principalmente a demanda da região de San Diego.

Através da Pacific Intertie, linha de transmissão de alta tensão ao norte, há

acesso à energia gerada pelo Canadá.

Tabela 203 – Importação, exportação e intercâmbio interestadual líquido* de

energia elétrica na Califórnia, em TWh: 2008-2012

*Intercâmbio Interestadual Líquido será positivo quando o estado “importar” energia de outros

estados americanos e negativo quando o estado “exportar” energia a outros estados. Por outro lado, as exportações e importações representam as trocas internacionais de energia elétrica.

Fonte: EIA (2014)

Analisando a Tabela 203, observa-se que a Califórnia foi importadora líquida de

energia entre 2008 e 2012, tanto de outros países quanto de outros estados dos

EUA, sendo que a quantidade de energia exportada para o exterior não superou

1TWh em nenhum ano.


A CAISO, operadora independente do sistema para o estado da Califórnia,

administra o fluxo de eletricidade através de linhas de alta tensão que totalizam

80% da rede de transmissão californiana. Como única operadora independente

da rede no oeste americano, a CAISO deve garantir acesso indiscriminado aos

mais de 41.800 km de linhas. Existem algumas zonas em que empresas públicas

administram seus próprios sistemas de transmissão, que respondem pelos

outros 20% da rede. Pela Tabela 204, observa-se a extensão das linhas de

transmissão e distribuição das três maiores investor-owner utility (IOU),

companhias proprietárias da rede de transmissão no estado da Califórnia778.


778 Na Figura 66 da P. 293 constata-se que estão são as maiores empresas proprietárias das redes de transmissão.

2008 2009 2010 2011 2012

Exportação 0,7 0,5 0,4 0,4 0,3

Importação 5,4 3 3,5 6,3 8,6

Intercâmbio Interestadual

Líquido

89,6 81,2 79,7 83,3 80,8

337

Tabela 204 – Extensão de linhas de transmissão e distribuição por IOU na

Califórnia, em km: 2014

Fonte: PG&E (2014); SCE (2014); Google Finance (2014)

O sistema elétrico californiano apresentou perdas de energia elétrica que

oscilaram entre 14,29TWh e 17,09TWh. Em 2012, as perdas representaram 7,16%

do total de geração para aquele ano, conforme apresentado pela Tabela 205.

Tabela 205 – Perdas de energia elétrica na Califórnia, em TWh: 2008-2012

Fonte: EIA (2014)

1.1.4. Consumo

O Estado de Califórnia é o mais populoso dos Estados Unidos com o segundo

maior consumo total de energia elétrica, porém, é o estado com menor consumo

de energia elétrica per capita do país779. O baixo uso de energia per capita é

explicado, em parte, pelo clima ameno e pelos programas de eficiência

energética.

Através dos dados da U.S Energy Information Administration apresentados na

Tabela 206, o consumo de energia elétrica na Califórnia para o ano de 2012 foi

de 259,53TWh, dos quais serviços e comércio responderam por 46,93% da

demanda. O setor industrial representou 18,09% do consumo e as residências,

34,72%. Importante mencionar que na Tabela 206 não se inclui o consumo dos

autogeradores nem o consumo do próprio setor elétrico.

779 California Electricity Statistics & Data: U.S Per Capita Electricity Use by State in 2010 (2014).

Linhas de

transmissão

Linhas de

distribuição

Pacific Gas & Electric 29.960 227.264

Southern California Edison 20.570 145.486

San Diego Gas & Electric 3.090 35.985

TOTAL 53.620 408.735

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 17,1 16,5 16,0 16,4 14,3

338

Tabela 206– Consumo de energia elétrica na Califórnia, segundo tipo de


Fonte: EIA (2012)

O setor industrial foi o que registrou a maior queda do consumo, passando de

51,03TWh, em 2008, para 46,95TWh em 2012 (-8,0%). Esse comportamento é

explicado tanto pela crise econômica e arrefecimento do setor produtivo como

pela promoção de programas de eficiência energética. Dentre esses programas,

destaca-se o da Pacificorp Business Energy Tax Credits, que concede abatimento

de impostos a indústrias que implementarem projetos de eficiência

energética780.

O consumo de energia elétrica das residências apresentou estabilidade durante

o período. Em 2008, os domicílios consumiram 91,23TWh; em 2012, 90,11TWh,

o que representa uma redução de 1,23%.

O setor de serviços e comércio, com a maior participação na demanda elétrica

total, registrou queda de 2,59% entre 2008 e 2012. Houve estabilidade no

consumo a partir de 2009, que variou entre 121,1TWh e 122,78TWh. Dessa

forma, analisa-se que o consumo de eletricidade na Califórnia está diminuído

tanto pelo contexto econômico como pelas políticas de eficiência na indústria e

nas residências.

Segundo a U.S. Energy Information Administration, a modalidade “uso direto”

refere-se ao consumo elétrico de autogeradores. Na Califórnia, o uso direto

ficou acima de 10TWh em todo o período de 2008-2012. Conforme demonstrado

pela Tabela 207, em 2012, o estado consumiu 10,75TWh através dos

autoprodutores, o que equivaleu a 5,39% da geração total para o ano.

Tabela 207 – Consumo de energia elétrica na modalidade “uso direto” na

Califórnia, em TWh: 2008-2012

2008 2009 2010 2011 2012

Uso direto 13,5 10,0 10,1 10,2 10,8 Fonte: EIA (2014)

780 CNI (Experiências Internacionais em Eficiência Energética na Indústria) 2012.

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 51,0 47,8 49,3 49,9 47,0

Residencial 91,2 89,8 87,3 88,4 90,1

Serviços 125,0 121,1 121,2 122,8 121,8

Outros 0,9 0,8 0,8 0,8 0,7

Total 268,2 259,6 258,5 261,9 259,5

339

1.2. Estrutura do setor elétrico na Califórnia

1.2.1. Organização do setor elétrico na Califórnia

Para entender o setor elétrico na Califórnia, é necessário esboçar a crise que o

estado vivenciou entre 2000 e 2001.

Em 1996, o estado da Califórnia aprovou as regras para a desregulamentação

gradativa do mercado de eletricidade. Entretanto, a pedido das próprias

distribuidoras, as tarifas ao consumidor permaneceram sob controle estatal. A

lógica por trás era a busca de proteção contra uma possível queda acentuada de

preços provocada pela abertura do mercado781.

Segundo Pires (2001), a desregulamentação parcial do setor foi a verdadeira

responsável pela crise energética que o estado enfrentou nos anos seguintes.

Quando o sistema possuía regulamentação, havia previsibilidade da margem

de lucro por parte das empresas. As incertezas criadas pela retirada do Estado

na condução do setor causaram queda nos investimentos do setor elétrico.

A Califórnia experimentou, durante o período, um acelerado desenvolvimento

econômico, superando o pessimismo previsto em 1996. A combinação de um

mercado livre (sem tarifas de geração) e um cativo (tarifas ao consumidor final)

com crescimento da demanda e desestímulo de investimento culminou na crise

energética de 2001. As distribuidoras tinham de comprar energia no mercado

atacadista a preços extremamente elevados para garantir o fornecimento não

podiam repassar os custos crescentes da energia aos clientes.

A solução para a crise ocorreu com a intervenção do governo, que consistiu

basicamente na compra de energia de várias fontes: empresas geradoras locais,

de estados vizinhos, da empresa estatal mexicana Comisión Federal de

Electricidad, da empresa mexicana LFC e de uma parcela de energia adquirida

de geradoras canadenses. Além disso, houve aumentos nas tarifas, que

variaram entre 37% e 46%782, possibilitando a recuperação do sistema, que

busca precaver novos blecautes através da expansão na oferta energética.

Atualmente, 58% da energia elétrica no estado são gerados por companhias do

setor privado, 17% por empresas públicas e 25% por investor-owned utilities.

Investor-owned utilities são companhias de capital privado que fornecem um

serviço de utilidade pública (daí o termo “utilities”). A diferença entre as IOUs

e empresas privadas tradicionais está na natureza do serviço prestado. A forte

presença dessas companhias dá-se principalmente em monopólios naturais

(transmissão e distribuição) e não indica uma verticalização integrada, já que os

781 Adriano Pires, Leonardo da Silva e Viviana Cardoso: “Lições da crise energética da Califórnia” (2001).

782 Sociedade Brasileira de Planejamento Energético: Semelhanças entre as crises energéticas na Califórnia e no Brasil (2002).

340

esforços pela liberalização do mercado ocorreram justamente para que a

concorrência fosse plena entre os agentes. No entanto, a Califórnia possui uma

importante atuação das IOUs também na geração, um setor competitivo,

embora com menor expressividade que outras entidades privadas.

Antes do estabelecimento de operadores independentes de transmissão, a

eletricidade era uma matéria de interesse local e regulada pelo Estado.

Operadores independentes do sistema (ISO) e organizações regionais de

transmissão foram criados seguindo o Federal Energy Policy Act de 1992, que

introduziu competição para o mercado atacadista. Através do ato, os

planejadores de políticas energéticas reconheceram a necessidade de uma

entidade independente para administrar as linhas elétricas e assegurar que a

competitividade chegasse aos consumidores. Assim, a Califórnia possui uma

das nove ISOs dos Estados Unidos, a CAISO.

A distribuição é dividida entre pequenas companhias de distribuição (SUDC) e

companhias de distribuição (UDC). As SUDCs são entidades proprietárias de

um sistema de distribuição com um pico de demanda anual de 25mw ou

menos. As UDCs fornecem um serviço regulado para os consumidores no

varejo que não são elegíveis para um acesso direto ou para aqueles que

escolhem não contratar serviços de outro varejista783. Grandes consumidores de

energia podem comprar a eletricidade de fornecedores, esse processo é

conhecimento como “acesso direto”, embora após a crise de 2001 tenham sido

suspensas as migrações de novas empresas para este esquema.

Na Califórnia, as investor-owned utilities (IOUs) são proprietárias da maior parte

do sistema de transmissão, lideram a distribuição, através de empresas como

PG&E, Southern California Edison, San Diego Gas & Electric e geram um

quarto da energia elétrica do estado. A Figura 67 abaixo ilustra a extensão de

abrangência estadual das três IOUs aqui citadas.

783 CAISO Utility distribution companies help deliver energy (2013).

341

Figura 67: Regiões elétricas por IOUs na Califórnia: 2013

Fonte: Federal Energy Regulatory Commission (2013)


A nível federal existem nos Estados Unidos as seguintes instituições para

garantir um bom funcionamento do setor elétrico:

a) Federal Energy Regulatory Commission (FERC)784 é uma agência federal

independente que regula a transmissão da eletricidade entre os estados, o

gás natural e o petróleo. A FERC licencia projetos hidroelétricos, analisa

propostas de construção de terminais de gás natural liquefeito (GNL),

regula o comércio do mercado elétrico atacadista nacional, analisa fusões e

aquisições de empresas elétricas, garante segurança na transmissão de alta

voltagem interestatal através de termos de qualidade, monitorando os

mercados elétricos em geral.

b) Energy Information Administration (EIA)785, agência de estatística sob a

jurisdição do U.S. Federal Statistical System, coleta, analisa e divulga

informações sobre o setor energético dos Estados Unidos para promover

formulação de políticas, mercados eficientes e interação com o público em

geral. A EIA é parte do U.S. Department of Energy (DOE) e tem por missão

prover informações de alta qualidade sobre energia para atender às

exigências do governo, indústria e dos consumidores.

784 Federal Energy Regulatory Commission (What FERC does) (2014).

785 EIA (about EIA) (2014).

342

c) U.S. Department of Energy (DOE) 786 é o órgão do governo americano

responsável pela formulação de políticas energéticas e por assegurar a

segurança do sistema, apresentando soluções tecnológicas e inovadoras para

diversificar a matriz nacional. Para isso, criou diversas agências de apoio,

especializadas em diferentes categorias: Office of Electricity Delivery and

Energy Reliability (OE), para garantir a confiança do sistema através de

programas; Office of Energy Efficiency and Renewable Energy (EERE), para

fomentar a eficiência do custo e aplicação de fontes renováveis; Office of

Fossil Energy (FE), que administra os programas voltados aos combustíveis

fósseis e supervisiona as reservas nacionais de petróleo; Office of Nuclear

Energy (NE), que lidera os assuntos relativos às nucleares, por meio de

programas nacionais e internacionais de supervisão operativa; Office of

Civilian Radioactive Waste Management, para controlar o sistema federal de

lixo com alto teor radioativo, dentre outros.

d) U.S. Department of Interior (DOI) 787 é responsável pela administração dos

royalties de petróleo e gás e analisa o impacto socioambiental da extração de

novos recursos, como o gás de xisto

e) Environmental Protection Agency (EPA)788 é uma agência independente que

lida com o desenvolvimento e aplicação de regulações ambientais baseadas

em leis aprovadas pelo Congresso americano. A EPA realiza pesquisas,

oferece assistência financeira e divulga informações sobre os impactos

ambientais de projetos para o público.

f) North American Electric Reliability Corporation (NERC)789 é uma autoridade

reguladora internacional cuja missão é assegurar a confiança da transmissão

de eletricidade na América do Norte, monitorando a integração entre os

sistemas elétricos da região. A NERC desenvolve padrões de segurança para

os Estados Unidos, Canadá e o norte de Baja Califórnia, México, e está

sujeita à supervisão da FERC e de autoridades governamentais do Canadá.

g) Nodal Exchange é a primeira Bolsa de commodities energética dedicada a

oferecer contratos futuros e serviços relacionados aos agentes do setor

elétrico na América do Norte em seis diferentes mercados. A entidade é

privada e atua de forma conjunta com organizações regionais de

transmissão a fim de permitir que os participantes negociem contratos em

um mercado aberto e eficiente790

No âmbito estadual, a Califórnia conta com as seguintes instituições do setor

elétrico:

786 IEA Energy Policies of IEA Countries: United States (2007).



789 NERC (2013).

790 Nodal Exchange Contracts (2011).

343

a) California Energy Commission791, agência responsável pelo planejamento e por

políticas energéticas exclusivamente estaduais, tem por objetivo realizar

previsões das necessidades energéticas futuras; promover a eficiência

energética e conservação do meio ambiente; apoiar pesquisas sobre energia e

avanços tecnológicos no setor; desenvolver recursos renováveis através de

programas para alcançar as metas propostas e certificar plantas térmicas

acima de 50mw.

b) California Public Utilities Commission792 regula a atuação dos agentes privados

na prestação de serviços públicos, as IOUs, e as operações das companhias

de gás natural do estado.

c) California Independent System Operator (CAISO)793 é a operadora do sistema

de transmissão para a Califórnia, operando cerca de 80% da rede elétrica

estadual. Enquanto as companhias são proprietárias dos ativos de

transmissão, a CAISO atua no controle do tráfego, maximizando o uso do

sistema de transmissão e dos recursos de geração, além de supervisionar a

manutenção das linhas. A CAISO ainda congrega compradores e

vendedores de eletricidade, facilitando mais de 28.000 transações diárias.

d) California State Board of Equalization (BOE)794 administra programas de

impostos e de arrecadações do governo que geram receita para que o

Estado. A BOE possui um papel regulador de taxas que incidem sobre

produtos e serviços na Califórnia, dentre eles o da eletricidade.


O estado da Califórnia possui um mercado atacadista, operado pela CAISO, e

um mercado varejista de eletricidade. O mercado atacadista, relacionado ao

consumo de grandes quantidades de eletricidade, pode ser do dia seguinte, da

hora seguinte ou spot.

No mercado de dia seguinte795, determina-se de hora em hora os preços de

equilíbrio do dia seguinte assim como a compra e venda de energia elétrica,

garantindo a equiparação de oferta e demanda. O mercado spot ocorre em

tempo real e administra o congestionamento instantâneo das cargas, passando a

operar assim que o mercado do dia seguinte divulga seus resultados. Este

mercado conduz quatro operações por hora, com intervalos de 15 minutos para

realizar o despacho otimizado796. Por operarem na CAISO, os mercados do dia

seguinte e spot são relacionados entre si, com preços correlatos. Também

791 California Energy Commission (About the California Energy Commission) (2014).

792 CPUC Energy (Electricity and Natural Gas Regulation in California) (2014).

793 IEPA (2014).

794 California State Board of Equalization Annual Report 2012-2013.

795 CAISO Market Processes (2014).

796 FERC: Order on Tariff Revisions (2014).

344

existem contratos bilaterais, mas são realizados fora dos mercados da CAISO,

entre particulares797.

Por fim, a Nodal Exchange, entidade privada criada em 2007, é a primeira bolsa

dedicada a oferecer contratos futuros e serviços afins a participantes no

mercado de energia norte-americano. A Nodal atua com contratos futuros em

regiões significativas de seis mercados elétricos, dentre eles a CAISO798.

Por outro lado, o mercado varejista é destinado àqueles consumidores que não

podem ter serviço de acesso direto. Como já mencionado, o acesso direto

permite que os consumidores comprem eletricidade diretamente de um

fornecedor no mercado atacadista em vez de adquirir o serviço através das

companhias (utilities).

As IOUs são reguladas pela California Public Utilities Commission (CPUC),

enquanto que as companhias de propriedade municipal são reguladas pelos

governos locais. A CPUC e os governos locais definem as taxas que deverão ser

pagas pelos consumidores. Essas taxas são pensadas para fornecer um lucro

razoável às companhias ou retorno de investimento e baseiam-se no custo que

as empresas têm de gerar ou comprar eletricidade, bem como outros custos

energéticos799. Vale lembrar que a Califórnia já experimentou um mercado

varejista com acesso direto no passado, mas a migração de novos consumidores

para ela acabou suspensa em setembro de 2001 pela crise do setor elétrico no

estado800.


O custo da energia na Califórnia é um dos maiores nos Estados Unidos. A

CPUC é a responsável pelo cálculo da tarifa de energia elétrica para os

consumidores finais. As taxas levam em conta os gastos das companhias

prestadoras de serviço em geração, transmissão e distribuição.

A tarifa conta de luz é dividida em níveis, com uma base de referência. A base

de referência (baseline) é o consumo mínimo de energia para necessidades

básicas e é cobrada com uma tarifa mais baixa. Ela é determinada pela média de

eletricidade consumida pelas residências localizadas em uma mesma zona

climática e varia de acordo com a estação do ano.

Os níveis de consumo estruturados para as três principais investor-owned utilities

(IOUs) são demonstrados na Figura 68. Através dela, observa-se que a Pacific

Gas and Electric Company possuía as tarifas mais caras no estado em 2010.

797 CAISO Day-Ahead Market Overview (2009).

798 Nodal Exchange Contracts (2011).

799 IEPA (2014).

800 PG&E Electricity Direct Access (2014).

345

Figura 68: Preços de eletricidade na Califórnia para as residências de acordo

com o nível de consumo, por IOU: 2010

Fonte: California Public Utilities Commission (2010)

No caso das indústrias e dos negócios, há três tipos de tarifas que dependem do

consumo de energia elétrica dos usuários. A tarifa A é destinada para os

negócios que demandam menos de 12MWh/mês; a tarifa AL-TOU é para

estabelecimentos que usam regularmente mais de 12MWh/mês; a tarifa PA é

destinada para o agronegócio que utiliza até 300MWh/mês.

Segundo a San Diego Gas & Electric, a composição média da tarifa “business”,

que pode ser dos três tipos de tarifas mencionadas, dá-se da seguinte forma:

48% custo de geração, 36% distribuição, 10% transmissão, 4% programas de

finalidade pública e 2% outros801.


A entidade California State Board of Equalization administra a Lei de Sobretaxa

dos Recursos Energéticos. A sobretaxa é cobrada sobre o consumo na Califórnia

de energia elétrica desde 1975, assim para 2014, a taxa é de US$0,00029 por

kWh.

Quando um consumidor compra eletricidade de uma companhia que não está

sujeita à Lei de Sobretaxa (empresa fora do estado, por exemplo), o indivíduo

deve reportar a transação e pagar o valor correspondente diretamente à State

Board of Equalization802. Há ainda o Utility User Tax (UUT)803, que pode ser

801 SDGE Energy Rates for Business (2013).

802 California State Board of Equalization: Energy Resources Surcharge (Electrical) (2014).

803 The California Local Government Finance Almanac (2013).

346

cobrado por uma cidade sobre o consumo de serviços públicos, incluindo a

eletricidade e o gás. O nível dos impostos e o uso das receitas públicas advindas

dessas contribuições são determinados por agências públicas locais. Na

Califórnia, os UUTs geram aproximadamente US$ 2 bilhões por ano804. O valor

deste imposto é muito variável segundo a cidade do estado, conforme mostrado

no Figura 69.

Figura 69: Taxas dos UUTS na Califórnia para 01/08/2013, por número de

cidades e condados

Fonte: California City Finance (2013)

Por outro lado, a Califórnia adota tarifas feed-in para apoiar as renováveis.

Todas as companhias energéticas (IOUs e públicas) com mais de 75.000 clientes

deverão ter uma tarifa feed-in disponível para seus consumidores que desejem

instalar disposivos de geração. O Programa ReMat estabelece uma tarifa feed-in

através de 10, 15 ou 20 anos de contratos de compra de eletricidade gerada por

pequenas plantas renováveis no mercado atacadista. Há duas opções de venda,

por parte do pequeno gerador: venda plena, isto é, vender cada quilowatt

gerado a IOU competente, ou venda do excesso, vender apenas o excedente

elétrico gerado. A tarifa é estabelecida de acordo com os resultados dos leilões

renováveis. Ela poderá ser ajustada para cima ou para baixo, dependendo da

queda ou aumento das ofertas para atingir a meta estipulada805. Como as IOUs

assumem os custos tarifários especiais, elas os repassam para seus clientes como

parte da tarifa de fornecimento de energia elétrica. Assim, o custeio das

renováveis não é feito mediante impostos e sim diretamente no cálculo da tarifa

do consumidor. As distribuidoras precisam alcançar as metas do RPS (renewable

portfolio standard) adquirindo de geradores independentes créditos renováveis

(RECs).

804 California City Finance (2013) Utility User Tax Facts.

805 EIA (2014) Feed-In Tariffs and similar programs.

347

Além disso, o estado criou uma Iniciativa Solar, que permite reembolsos a

quem instalar um sistema de geração solar nas residências. Os reembolsos

baseiam-se no rendimento esperado dos equipamentos e são pagos em “níveis”,

o que significa que à medida que mais sistemas solares são comprados e

instalados, a quantidade disponível para reembolso diminui. Os consumidores

que aderirem ainda podem cobrir o custo das tarifas elétricas com créditos

originados na venda de excedentes de energia806.

Por fim, dependendo da renda do consumidor, pode haver descontos nas

tarifas de energia elétrica. O desconto é de 20% na tarifa807, se comprovada a

baixa renda, e financiado por contribuintes não participantes através da “taxa

para programas de finalidade pública” que aparece em contas mensais de

energia elétrica808. Existem serviços sociais que fornecem uma menor taxa,

assistência de pagamentos e maior quantidade de energia por menor preço para

pessoas que dependam de equipamentos médicos.

806 SCE Más información sobre el programa de Medición Net Energy (2014).

807 California Public Utilities Commission: How your electricity bill is calculated (2010).

808 CPUC (2012) Decision on large investor-owned utilities’ 2012-2014 energy savings assistance (ESA) Formerly referred to as low income energy efficiency or LIEE) and California Alternate Rate for Energy (CARE) Applications.

348

2. ILLINOIS – ESTADOS UNIDOS

Illinois é um dos cinquenta estados dos Estados Unidos da América, com uma

área total de 149.995 km² e uma população absoluta que alcançou os 12,88

milhões de habitantes em 2012. O estado é quinto mais populoso e possui a

terceira maior metrópole dos EUA, Chicago. Pela Tabela 208, observam-se duas

quedas do PIB real por efeito da crise financeira que eclodiu em 2007. Em 2009,

houve a maior retração econômica para Illinois, em 3,4%. Entretanto, a partir de

2010, o estado tem demonstrado recuperação, com crescimentos acima de 1,8%.

O PIB per capita acompanhou a evolução do PIB real, registrando um aumento

de 1,3% entre 2008 e 2012. Em 2009, no auge da crise, o PIB per capita caiu

3,74% em relação ao ano anterior.

Tabela 208 – Crescimento do PIB real e PIB per capita, Illinois: 2008-2012


2.1. Sistema elétrico de Illinois

Illinois lidera a geração elétrica americana a partir de fontes nucleares. O estado

é responsável por cerca de um oitavo da geração nuclear dos Estados Unidos.

As fontes térmicas também exercem um papel importante no suprimento

energético, dadas as substanciais reservas de carvão e o papel-chave que exerce

no transporte de petróleo e gás natural na América do Norte. Como Illinois gera

consideravelmente mais energia que consome, o excesso é aportado na rede.

O estado é servido por duas redes elétricas: uma ao norte, que inclui grandes

áreas urbanas e circunvizinhas a Chicago, e outra ao sul. Assim como na

Califórnia e no Texas, o mercado de comercialização é competitivo e

liberalizado. A Figura 70 abaixo apresenta o sistema elétrico de Illinois.

2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real -1,3 -3,4 1,8 2,1 1,9


2005)45.557 43.851 44.481 45.306 46.151


(2008 ano-base = 100)100 96,26 97,64 99,45 101,3

349

Figura 70 – Sistema Elétrico de Illinois

Fonte: U.S. Energy Information Administration (2014)

2.1.1 Matriz elétrica

Apesar de ser conhecido nacionalmente pela dependência de térmicas (tanto

nucleares como de combustíveis fósseis), o estado de Illinois tem aumentado a

contribuição de fontes renováveis na última década, principalmente pela

expansão de parques eólicos. O potencial eólico do estado é de 249,9 GW a 80

metros, segundo o National Renewable Energy Laboratory809 Em 2012, era uma

das cinco unidades federativas com capacidade eólica instalada maior que 3,5

GW. O restante de participação renovável é atribuído à biomassa. Illinois é um

produtor importante de etanol e biodiesel.

O Renewable Portfolio Standard, um dos mais ambiciosos programas dos EUA,

requer que as investor-owned utilities (IOUs) com mais de 100.000 clientes em

Illinois obtenham 25% das vendas de eletricidade através de fontes renováveis

até 2026, com ao menos 75% de eólicas e 6% de solares fotovoltaicas.

Pela Tabela 209, observa-se que Illinois tinha 45,2 GW de capacidade instalada

em 2012, dos quais 66,2% correspondiam às fontes térmicas, 25,7% às fontes

809 AWEA (2013) Illinois Wind Energy.

350

nucleares e 7,7% às fontes eólicas. Em 2008, as térmicas representavam 70,8% da

capacidade.

Tabela 209 – Capacidade instalada segundo fonte em Illinois, em GW: 2008-

2012

Fonte: EIA (2013)

Entre 2008 e 2012, a capacidade instalada total cresceu 4,6%. As fontes hídricas

aportaram uma capacidade de geração estável durante todo o período, de 0,03

GW. O baixo potencial hidrelétrico é reflexo do relevo pouco acidentado do

estado, composto principalmente por planícies cortadas por rios em baixas

altitudes. Vale pontuar que Illinois faz parte dos estados situados às margens

dos Grandes Lagos da América do Norte, na fronteira com o Canadá.

As fontes térmicas registram uma queda de 2,3% na capacidade instalada. O

principal combustível que abastece as térmicas é o carvão, seguido pelo gás

natural. O carvão utilizado pelas usinas é extraído no próprio estado, já que

Illinois possui a segunda maior reserva recuperável do combustível fóssil nos

Estados Unidos. Já o gás natural vem de outros estados e Illinois é um

importante elo de transporte de petróleo e gás.

Illinois conta com seis plantas nucleares e onze reatores810, com capacidade de

11,6 GW para o ano de 2012. Entre 2008 e 2012, a capacidade instalada para essa

fonte não-renovável cresceu 1,8%. Não se observam impactos negativos

decorrentes do acidente nuclear de Fukushima em 2011, no Japão.

As fontes eólicas experimentaram a maior evolução durante o período

considerado. Políticas de incentivos foram responsáveis pelo aumento de 250%

na capacidade eólica instalada entre 2008 e 2012. Tais fomentos serão

esclarecidos na seção “Impostos e subsídios”, mais adiante. Por regra geral, não

houve grandes alterações nas capacidades instaladas por fonte. O aumento

ocorreu, sobretudo, com as eólicas, que impulsionaram a capacidade instalada

total.

810 Nuclear Power Plants: State of Illinois (2012).

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%)

Térmica 30,6 (70,8%) 30,8 (70,0%) 30,6 (69,4%) 29,5 (67,3%) 29,9 (66,2%)

Nuclear 11,4 (26,4%) 11,4 (25,9%) 11,4 (25,9%) 11,5 (26,3%) 11,6 (25,7%)

Eólica 1,0 (2,3%) 1,6 (3,6%) 2,0 (4,5%) 2,7 (6,2%) 3,5 (7,7%)

Biomassa 0,2 (0,5%) 0,2 (0,5%) 0,1 (0,2%) 0,1 (0,2%) 0,1 (0,2%)

Outros 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,0 (0,0%) 0,1 (0,2%)

Total 43,2 (100%) 44,0 (100%) 44,1 (100%) 43,8 (100%) 45,2 (100%)

351

2.1.2. Geração

A geração líquida de energia elétrico em Illinois foi de 197,6 TWh em 2012. Do

total, conforme mostrado na Tabela 210, as fontes térmicas responderam por

46,8%. As fontes nucleares representaram 48,8% da geração e as eólicas, 3,9%.

Em 2009 e 2012, a geração de nucleares ultrapassou a de térmicas.

Tabela 210 – Geração líquida de energia elétrica por fonte em Illinois, em

TWh, 2008-2012

Fonte: EIA (2013)

Na comparação com 2008, a geração líquida caiu 1% em 2012. A geração térmica

passou de 101,1 TWh para 92,4 TWh, uma queda de 8,6%, puxada sobretudo

pelo menor despacho de térmicas a carvão. Nessa linha, há uma tendência de

aumento de geração de térmicas a gás natural, por substituição devido

basicamente à forte queda nos preços do gás natural no mercado americano.

Assim como em outros estados americanos, Illinois possui um Renewable

Portfolio Standard (RPS), que fixou objetivos para as renováveis e uma maior

preocupação com as emissões de gases provocadores do efeito estufa. A geração

nuclear aumentou 1,3% entre 2008 e 2012.

A geração eólica, seguindo o maior aporte de capacidade instalada, foi a que

mais cresceu percentualmente no período. Em 2012, as plantas eólicas geraram

7,8 TWh frente aos 2,3 TWh em 2008, registrando alta de 239%. As hidrelétricas

operaram com relativa estabilidade. Já a biomassa obteve a maior queda

percentual de geração, em 14,3%. Em 2012, os Estados Unidos registraram a

maior seca dos últimos 56 anos, atingindo especialmente Illinois811.

O sistema elétrico de Illinois pode transacionar energia elétrica com o Canadá

ao norte, embora os blocos de energia negociados tenham sido praticamente

nulos de 2008 a 2012, tanto para as importações como para as exportações. O

estado, no entanto, destaca-se por ser um importante “exportador” de

eletricidade a outros estados americanos através das interligações, já que a

geração supera o consumo interno. A Tabela 211 destaca as exportações,

importações e o intercâmbio interestadual líquido entre 2008 e 2012.

811 National Climatic Data Center: Drought – June 2012 (2012).

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 0,1 (0,0%) 0,1 (0,1%) 0,1 (0,0%) 0,1 (0,0%) 0,1 (0,1%)

Térmica 101,1 (50,7%) 94,7 (48,8%) 99,6 (49,5%) 96,4 (48,3%) 92,4 (46,8%)

Nuclear 95,2 (47,7%) 95,5 (49,2%) 96,2 (47,8%) 95,8 (48,0%) 96,4 (48,8%)

Eólica 2,3 (1,2%) 2,8 (1,4%) 4,5 (2,2%) 6,2 (3,1%) 7,8 (3,9%)

Biomassa 0,7 (0,4%) 0,7 (0,4%) 0,7 (0,3%) 0,7 (0,4%) 0,6 (0,3%)

Outros 0,1 (0,0%) 0,1 (0,1%) 0,3 (0,2%) 0,3 (0,2%) 0,3 (0,1%)

Total 199,5 (100%) 193,9 (100%) 201,4 (100%) 199,5 (100%) 197,6 (100%)

352


energia elétrica em Illinois, em TWh: 2008-2012


estados e negativo quando o estado “exportar” energia a outros estados Fonte: EIA (2014)


Em Illinois, duas empresas são proprietárias de quase todos os ativos de

transmissão e distribuição: a Ameren Illinois e a ComEd (do grupo Exelon,

conforme mostraremos a seguir). A Ameren foi resultado da fusão entre duas

empresas em 1998 e é considerada uma investor-owned utility (IOU), dedicada

tanto à geração como à distribuição de eletricidade. Por ser uma fusão entre

uma companhia de Illinois e outra do Missouri, a entidade atua nos dois

estados. A empresa atua em três quartos do estado, em uma área total de

113.182 km²812. A ComEd, de propriedade do grupo Exelon, também uma IOU

de capital aberto, abrange um território de 29.554 km² (19,7% do total) e supre a

demanda de 70% da população do estado813. A companhia concentra-se na

porção mais industrializada de Illinois e, portanto, na mais eletrointensiva.

Juntas, as empresas dominam 99,26% da área terrestre total do estado.

A Tabela 212 demonstra a extensão das linhas de transmissão e distribuição da

Ameren Illinois e da ComEd para o ano de 2014.

Tabela 212 – Extensão de linhas de transmissão e distribuição por IOU em

Illinois, em km: 2014

Fonte: Ameren Illinois (2014); ComEd (2014)

Conforme demonstrado na Tabela 213, o sistema elétrico de Illinois apresentou

perdas de energia elétrica que oscilaram entre 7,9 TWh e 9,2 TWh. Em 2012, as

perdas representaram 4% do total de geração para aquele ano, um valor

relativamente baixo.

812 Ameren Illinois: About us (2014).

813 ComEd: Delve into Demographic Information (2014).

2008 2009 2010 2011 2012

Exportação 0,01 0 0 0 0

Importação 0,05 0,01 0 0 0,01


Líquido

-40,4 -43,96 -42,65 -43,07 -40,23

EMPRESALinhas de

transmissão

Linhas de

distribuição

Ameren Illinois 7.242 73.064

ComEd 8.530 103.964

TOTAL 15.772 177.028

353

Tabela 213 – Perdas de energia elétrica em Illinois, em TWh: 2008-2012

Fonte: EIA (2014)

2.1.4. Consumo

Apesar de ser o quinto estado mais populoso dos Estados Unidos com o sétimo

maior consumo total de energia elétrica, Illinois tem um consumo de energia

elétrica per capita abaixo da média nacional814. Em 2010, o consumo médio per

capita de um americano era de 12.146 kWh; em Illinois, para o mesmo período,

de 11.253 kWh,

Através dos dados da U.S. Energy Information Administration apresentados na

Tabela 214, o consumo de energia elétrica em Illinois para o ano de 2012 foi de

143,5 TWh, dos quais serviços e comércio responderam por 35,4% da demanda.

O setor residencial representou 32,7% do consumo e as indústrias, 31,6%.

Tabela 214 – Consumo de energia elétrica em Illinois, segundo tipo de


Fonte: EIA (2013)

Entre 2008 e 2012, o consumo de energia elétrica permaneceu praticamente

estável, caindo 0,8% devido em boa medida aos programas de eficiência

energética. O Illinois Energy Now é um programa de eficiência energética

administrado pelo estado de Illinois que fornece milhões de dólares em

descontos a instalações do setor público que realizarem progressos de larga

escala na eficiência de equipamentos elétricos e de gás natural. Mais de US$ 70

milhões estão disponíveis anualmente para ajudar a concretizar tais projetos815.

O programa é financiado por taxas cobradas mensalmente na conta de energia

elétrica e de gás natural dos consumidores.

O setor industrial e o residencial registraram pouca variação no consumo entre

2008 e 2012, com queda de 0,4% e aumento de 0,2%, respectivamente. Em 2009,

ano de forte crise econômica, constatou-se uma redução no consumo total de

5,5%. Houve queda na demanda elétrica de todos os setores, principalmente na


815 Illinois Department of Commerce & Economic Opportunity: Energy Efficiency (2014).

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 9,2 8,7 8,9 9 7,9

% perdas em geração 4,6 4,5 4,4 4,5 4

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 45,5 41,5 44,2 44,8 45,3

Residencial 46,8 44,4 48,6 47,1 46,9

Serviços 51,8 50,3 51,4 50,5 50,8

Outros 0,5 0,5 0,6 0,5 0,5

Total 144,6 136,7 144,8 142,9 143,5

354

indústria (-8,8%), dado o arrefecimento do mercado nacional e internacional.

Por fim, o setor de serviços e comércio apresentou queda de 1,9% no consumo

durante o período considerado, passando de 51,8 TWh para 50,8 TWh.

Além dos consumidores comerciais, industriais e residenciais, a U.S. Energy

Information Administration aponta a existência da modalidade “uso direto”, que

é aquela correspondente ao consumo de energia elétrica através da autogeração.

Em Illinois, o uso direto ficou acima de 3 TWh em todos os anos do período

2008-2012. Conforme demonstrado pela Tabela 215, em 2012, o estado

consumiu 3,6 TWh através de autoprodutores, o que equivaleu a somente 1,8%

da geração total para o mesmo ano.

Tabela 215 – Consumo de energia elétrica na modalidade “uso direto” em

Illinois, em TWh: 2008-2012

Fonte: EIA (2014)

2.2. Estrutura do setor elétrico em Illinois

2.2.1. Organização do setor elétrico em Illinois

Através da Electric Service Customer Choice and Rate Relief Law de 1997, o estado

de Illinois foi o décimo estado americano a desregular os serviços de

eletricidade816. A legislação trouxe um ambiente competitivo à indústria da

energia. Antes, as companhias eram monopólios verticalmente integralizados,

altamente regulados pelo governo.

O estado sinalizou um rumo à abertura e liberdade do mercado desde 1978,

com a Public Utility Regulatory Policies Act, que obrigou as companhias a

comprar energia de geradoras, demonstrando que fontes independentes de

energia poderiam ser integradas à rede de transmissão. O intuito da lei de 1997

era baixar os preços da eletricidade. Em 1995, Illinois tinha um custo médio de

kWh de US$ 0,104 para as residências e de US$0,053 para a indústria, frente à

média nacional de US$ 0,084 e US$ 0,047, respectivamente817.

A mudança foi gradativa: em 1999, somente grandes consumidores de energia

(indústria e comércio) podiam escolher o fornecedor. No entanto, para proteger

as residências e os pequenos negócios, a Illinois Commerce Commission, que

supervisionava as companhias públicas, reduziu o preço da eletricidade em

20% e congelou a tarifa por 10 anos (de 1997 a 2007). A competição para os

816 Fiscal Focus Comptroller – State of Illinois (1998).


2008 2009 2010 2011 2012

Uso direto 3,4 3,3 3,7 3,8 3,6

355

consumidores residenciais só começou em maio de 2002818. Ainda assim, os

limites nas tarifas cobradas pela eletricidade, que valeriam por mais cinco anos,

desencorajaram os varejistas a fornecerem energia aos consumidores

residenciais. Já as vendas aos consumidores comerciais prosperaram. Logo após

o fim do congelamento tarifário, em 2007, os preços da energia elétrica subiram.

Muitos consumidores residenciais viram as tarifas cobradas aumentarem em

50%, dada a defasagem.

Em geração, a empresa de capital aberto Exelon tem destaque pelo controle das

seis plantas nucleares do estado através da Exelon Nuclear. A NRG, também de

capital aberto, é outra importante geradora, concentrando a totalidade de seus

6,29 GW no estado em plantas térmicas819. A Ameren Energy Resources,

subsidiária da Ameren, conta com 4,12 GW de capacidade instalada e a

Dynegy, produtora independente de energia, possui 4,18 GW da capacidade de

geração de Illinois820.

O estado de Illinois possui dois operadores do sistema: um ao norte e outro ao

sul, como já antecipado. A região norte concentra a maior parte da população,

com a área metropolitana de Chicago. Os ativos de transmissão são de

propriedade da Exelon (ComEd), mas operados pela PJM Interconnection, uma

operadora regional de transmissão (RTO), que coordena a carga de eletricidade

atacadista em 13 estados americanos além do Distrito de Colúmbia, uma área

que abrange 51 milhões de pessoas821. A região sul é operada pela Midcontinent

(MISO), uma operadora independente do sistema (ISO) que atua em 16 estados.

Em Illinois, os ativos de transmissão operados pela MISO são principalmente

da Ameren, que possui 11.909 km de linhas de alta tensão em Illinois e no

Missouri822. A Figura 71 demonstra a divisão entre os operadores do sistema

para o estado, em destaque.


819 NRG Power to be free: Our Assets (2014).

820 Dynegy + Ameren Energy Resources - Combined Operations (2012).

821 U.S. Federal Energy Regulatory Commission: Electric Power Markets: PJM (2013).

822 Ameren Transmission Company (2014).

356

Figura 71 – Divisão de operação do sistema de carga elétrica em Illinois:

MISO e PJM

Fonte: Joint & Common Market (2014)

Duas empresas são responsáveis pela distribuição de energia elétrica em

Illinois: Ameren e ComEd, proprietárias também dos ativos de transmissão.

A Ameren é uma companhia de capital aberta formada em 1998 pela fusão da

Central Illinois Public Service Company e da Union Electric Company. Ela atua

no Missouri e em Illinois. Em Illinois, as operações da Ameren são divididas em

três zonas: AmerenCILCO, AmerenCIPS e AmerenIP. A Commonwealth

Edison Company (ComEd) é uma unidade da Exelon Corporation. A Exelon é

uma das maiores empresas de energia elétrica dos Estados Unidos, com

aproximadamente 5,4 milhões de clientes. A ComEd fornece eletricidade a 3,8

milhões de clientes no norte de Illinois823.

A Tabela 216 demonstra o número de clientes atendidos pelas empresas no

estado de Illinois.

823 ComEd: A Company Shaped by Customers and Employees (2014).

357

Tabela 216 – Número de consumidores por distribuidoras em Illinois: 2013-

2014

Fonte: Ameren Corporate Facts (2013); Exelon (2014)

Quanto à comercialização, os fornecedores varejistas de eletricidade (RESs)

devem ser certificados pelo Illinois Commerce Commission (ICC) e registrados

junto às distribuidoras (Ameren e ComEd) para oferecerem o serviço824. Em

Illinois, há um mercado competitivo tanto no atacado como no varejo. Os

consumidores, no entanto, podem escolher permanecer com as companhias

tradicionais (ComEd e Ameren). Cerca de 3,1 milhões de consumidores

buscaram fornecedores varejistas825. A Exelon participa do mercado

competitivo através da Constellation, que atua tanto nas áreas cujos ativos são

da Ameren como da ComEd (também da Exelon), já que o acesso à rede é

indiscriminado.


Em Illinois, além das entidades federais comuns aos estados americanos e já

citadas na seção da Califórnia, existem instituições estaduais que foram criadas

para garantir um bom funcionamento do setor elétrico.

a) Illinois Power Agency (IPA)826, estabelecida em 2007, tem como objetivo

desenvolver planos de provisão de energia elétrica para garantir um serviço

de energia adequado, confiável, acessível, eficiente e ambientalmente

sustentável com o menor custo possível. A entidade deve zelar pela

estabilidade dos preços para os clientes residenciais e comerciais e,

simultaneamente, promover a energia renovável para alcançar os padrões

requeridos pelo RPS.

b) Illinois Commerce Commission (ICC)827 tem a missão de equilibrar os interesses

dos consumidores e dos prestadores de serviços de utilidade pública para

alcançar um atendimento adequado pelas companhias. É a reguladora de

transmissão e distribuição e atua diretamente com o setor elétrico através de

políticas estímulos ao mercado varejista. Deve promover a competição

824 Plug In Illinois: Power of Choice – Retail Electric Suppliers (RESs) (2014).

825 ICEA: Welcome to the Illinois Competitive Energy Association (ICEA) (2011).

826 IPA: Welcome to the Illinois Power Agency (2013).

827 Illinois Commerce Commission (2014).

EMPRESA Consumidores

AmerenCIPS 400.000

AmerenCILCO 210.000

AmerenIP 626.000

ComEd 3.800.000

TOTAL 5.036.000

358

adequada entre os agentes de mercado e informar consumidores sobre as

condições de adesão ao mercado liberalizado. A ICC teve um papel

fundamental no processo de liberalização do mercado elétrico.

c) Illinois Municipal Electric Agency (IMEA)828, é uma entidade criada em 1984

sem fins lucrativos que atualmente é composta por 32 sistemas elétricos

municipais, independentes da Ameren e da ComEd, e uma cooperativa

elétrica ao redor do estado de Illinois. Cada uma das comunidades é

proprietária e opera seu sistema de distribuição. O objetivo é alcançar a

entrega de energia física aos seus membros em preços baixos e estáveis. Para

isso, a IMEA congrega as necessidades de seus membros e assegura a

eletricidade necessária para satisfazer tais necessidades. A agência vende

aos membros toda a energia atacadista requerida em contratos de longo

prazo.

d) Illinois Municipal Utilities Association (IMUA)829 funciona como uma

associação para municípios proprietários e operadores de seus próprios

sistema de eletricidade, gás natural, água, esgoto e telecomunicações em

Illinois. O IMUA é administrado por um conselho formado por 17

municípios-membros. Além de treinar tecnicamente as companhias elétricas,

há encontros mensais sobre segurança, assistência emergencial e regulatória.

e) Department of Commerce & Economic Opportunity (DCEO)830 tem por objetivo

principal promover o estado de Illinois como um destino atrativo para os

negócios e buscar a prosperidade econômica aos habitantes através de uma

série de ações, como: coordenação administrativa, concessão de capital para

pequenos negócios, investimentos em infraestrutura e treinamento para

empregados. No setor elétrico, a entidade atua por meio do Energy Office,

que incentiva o investimento em economia verde em Illinois, além de criar

políticas energéticas e de reciclagem para prédios governamentais. O DCEO

também é responsável pela política subsídios aos consumidores de baixa

renda.

f) Midcontinent ISO (MISO) é uma operadora independente do sistema (ISO)

que atua em 16 estados. Em Illinois, controla o despacho na porção centro-

sul.

g) PJM Interconnection é uma operadora regional de transmissão (RTO) em 13

estados americanos. Em Illinois, concentra-se no despacho de carga ao norte,

com os ativos da ComEd.

828 IMEA: About the Illinois Municipal Electric Agency (IMEA) (2014).

829 IMUA: About IMUA (2014).

830 Department of Commerce & Economic Opportunity: About DCEO (2014).

359

h) Illinois Department of Revenue (IDOR)831 é a entidade responsável por regular

e arrecadar impostos e taxas para o estado de Illinois nos mais diversos bens

e serviços, incluindo a eletricidade.


O estado de Illinois possui um mercado atacadista e um mercado varejista de

eletricidade. O mercado atacadista é gerido pelas operadoras do sistema (MISO

e PJM Interconnection).

A MISO administra um dos maiores mercados de energia e de reservas de

operação832 no mundo. O Mercado de Reservas de Operação e de Energia é

dividido da seguinte forma: mercado do dia seguinte, mercado spot e mercado

de direitos financeiros de transmissão (FTR). Esses mercados são operados e

liquidados separadamente. A capacidade de geração para atender à demanda

na MISO é de 143,77 MW833, maior que a capacidade instalada do Brasil. O

mercado atacadista na MISO opera com cinco zonas de preços regionais (dentre

elas, uma para o Illinois)834.

O mercado do dia seguinte835 apura simultaneamente a energia e as reservas

operacionais em uma base de otimização para cada hora no próximo dia de

operação. A MISO conta com programas computacionais para satisfazer as

ofertas e as demandas de eletricidade do dia seguinte. O mercado spot equilibra

a oferta e demanda instantânea de energia, com a ajuda de algoritmos, ao

menor custo possível, levando em conta as condições correntes do sistema no

momento da operação.

O mercado de direitos financeiros de transmissão (FTR) fornece um mecanismo

de hedge financeiro aos agentes do mercado contra custos de congestionamento

da rede no mercado do dia seguinte da MISO. Ele ocorre via leilões mensais e

anuais. O leilão FTR anual é conduzido no começo do ano e feito em três etapas.

Cada etapa abrange oito mercados separados, dois (pico e fora de pico) para

cada uma das quatro estações do ano. O leilão FTR mensal é realizado no

começo de cada mês. Neste caso, cada leilão abrange dois mercados separados

(pico e fora de pico). O FTR pico é válido durante as horas de pico apenas no

mês determinado pelo leilão. Além dos já enunciados, há negociações bilaterais

831 Illinois Revenue: Mission Statement (2014).

832 É a capacidade de geração disponível ao operador do sistema para atender a demanda em um curto intervalo de tempo no caso de uma geradora falhar.

833 Joint and Common Market: About MISO (2014).

834 U.S. Federal Energy Regulatory Commission: Electric Power Markets - Midcontinent (MISO) (2014).

835 MISO: Day-Ahead (2014).

360

ativas no Intercontinental Exchange (ICE), uma das maiores bolsas de futuros e

derivativos.

Por outro lado, a PJM é, hoje, a operadora do maior mercado competitivo de

eletricidade atacadista do mundo, com uma capacidade instalada conjunta de

183,60 GW836. Assim como a MISO, a PJM possui um mercado do dia seguinte e

um mercado spot, baseados em preços marginais locacionais (LMP), que

refletem o valor da energia em uma localidade específica e no momento em que

ocorre o despacho. Se o preço mais baixo da eletricidade ocorrer em todos os

locais de atuação da PJM, então os preços serão os mesmos em toda a rede.

Quando ocorrer congestionamento na transmissão, a carga elétrica não pode

fluir livremente de ou para certos locais, que terão um LMP diferente do

restante do sistema837.

O mercado do dia seguinte na PJM é um mercado futuro em que os LMPs são

calculados de hora em hora para o próximo dia de operação. O mercado spot é

o de tempo real em que os LMPs correntes são calculados a intervalos de cinco

minutos baseados nas condições de operação da rede. Há ainda os direitos

financeiros de transmissão para cobrir os riscos de preços de entrega física,

como na MISO.

Existem serviços auxiliares que buscam garantir a operação segura do sistema

de transmissão ao levar eletricidade de geradoras a consumidores varejistas838.

A PJM opera atualmente dois mercados de serviços auxiliares: um mercado de

reserva sincronizada, que fornece eletricidade se a rede possui uma necessidade

inesperada de mais energia em um curto espaço de tempo, e um mercado de

regulação, corrigindo mudanças de curto prazo no uso da eletricidade que

poderiam afetar a estabilidade do sistema. Vale destacar que a MISO também

opera serviços auxiliares, que inclui regulação, reserva quente, reserva

suplementar, regulação de voltagem, dentre outros. As entidades que fornecem

carga à PJM podem atender às obrigações de reservas sincronizadas através de

geração própria, da aquisição por contrato com outra parte ou comprando

diretamente no mercado de reserva sincronizada. Assim como a MISO, a PJM

também celebra negociações bilaterais no ICE.

Por se tratar de operadores de sistema regionais distintos, os limites territoriais

precisam ser respeitados quanto ao fluxo das cargas adquiridas pelos

comercializadores e distribuidores. Neste caso, existe no estado uma restrição

interna territorial e operativa. A ComEd, por exemplo, integra o PJM, que

realiza leilões de capacidade a cada três anos. Os preços pagos pela capacidade

no PJM são bem maiores que os praticados no MISO. Os geradores podem

836 Joint and Common Market: About PJM (2014).

837 PJM: Energy Market (2014).

838 PJM: Ancillary Services (2014).

361

mudar de operador, mas precisam de autorização especial dos reguladores. A

PJM e a MISO têm buscado trabalhar conjuntamente e inclusive um mercado

elétrico comum foi estudado, embora as duas operadoras ainda permaneçam

separadas e responsáveis por seus próprios despachos. Os fluxos entre

operadores independentes são possíveis, como em todo o território americano.

O mercado varejista em Illinois é competitivo. Atualmente, são 88 fornecedores

varejistas alternativos de eletricidade (ARES) que possuem certificação da ICC.

Em maio de 2014, os ARES supriam 80% da demanda elétrica nas áreas da

Ameren Illinois e da ComEd. No caso específico da ComEd, 68% dos

consumidores residenciais obtinham o serviço de um fornecedor varejista839. O

restante dos clientes prefere permanecer com as distribuidoras (utilities).


A transição do mercado regulado para o desregulado pode ser considerada

exitosa do ponto de vista dos preços para Illinois. A Figura 72 ilustra a evolução

tarifária de eletricidade para todos os setores, de 1990 a 2013. O IL Proxy refere-

se ao nível de preços que teria prevalecido em Illinois caso mantivesse a mesma

relação com a média nacional de preços, que vigorou entre 1990 e 1998, mas

após 1998.

Figura 72– Evolução da tarifa de energia elétrica para os EUA e Illinois: 1990-

2013

Fonte: Illinois Retail Merchants Association (2014)

Como observado acima, o estado de Illinois economizou US$ 37 bilhões de 1998

a 2013 pela desregulamentação de seu mercado elétrico: US$ 19 bilhões para a

839 Illinois Commerce Commission: Office of Retail Market Development 2014 Annual Report.

362

indústria, comércio e setor público e US$ 18 bilhões para os consumidores

residenciais. A partir do ano 2000, os preços médios de energia elétrica ficaram

aquém da média nacional. Em 2007, houve uma escalada generalizada dos

preços para Illinois por conta do descongelamento tarifário para pequenos

negócios e residências. Em 1997, as plantas geradoras de Illinois representavam

25% do total de eletricidade gerada na região dos Grandes Lagos; em 2011, esse

valor passou para 32%. Dessa forma, Illinois ultrapassou as exportações de

Indiana no ano 2000 e consagrou-se como o maior exportador elétrico da

região840.

As contas de eletricidade em Illinois incluem os custos de geração, de

transmissão, de distribuição, de comercialização (medição, serviços) e os

diversos impostos que serão tratados na seção seguinte.

Os clientes da ComEd e na Ameren podem optar por dois tipos de cobrança:

um preço fixo por quilowatt/hora ou um preço spot residencial, em que os

consumidores recebem um preço variável de acordo com as oscilações dos

preços horários da energia. Os comercializadores varejistas operam em preços

fixos por kWh e em uma “modalidade verde”. Nessa modalidade, por um

preço maior que o fixado, a companhia compromete-se a comprar certificados

de energia renováveis (RECs) de uma geradora de energia eólica. Isso garante

que a geradora eólica entregará uma quantidade de energia renovável ao

sistema elétrico equivalente ao consumo do cliente, ou seja, a modalidade não

garante que a energia consumida por quem aderir seja hora a hora 100% eólica,

mas que haverá um aporte de energia eólica compensatório em algum lugar da

rede841.

Uma em cada oito residências usam eletricidade para aquecer suas casas.

Tipicamente, essas residências “100% elétricas” consomem mais de 800 kWh de

eletricidade por mês de outubro a maio. Antes de 2007, muitas dessas

residências eram atendidas sob uma taxa especial “100% elétrica”. Em 2007,

para amenizar o impacto do aumento dos preços pelo descongelamento das

tarifas em residências que antes eram atendidas sob esse mecanismo, o governo

de Illinois exigiu a continuação de descontos tarifários para consumidores

desses domicílios842. Por conta dessa estrutura de desconto, atualmente, os

fornecedores do mercado varejista são frequentemente incapazes de oferecer

um preço menor que o das distribuidoras.

Em junho de 2014, o preço por kWh em Illinois para a indústria era de US$

0,0635, abaixo da média nacional de US$ 0,073 e o menor da região Leste

840 Illinois Chamber of Commerce: Electricity & Natural Gas Customer Choice In Illinois—A Model For Effective Public Policy Solutions (2014).

841 Citizens Utility Board: Electric Competition: What ComEd customers should know (2014).

842 Plug In Illinois: Utility Space Heating Rate (2014).

363

Centro-Oeste dos Estados Unidos (Illinois, Indiana, Michigan, Ohio e

Wisconsin)843.


Em Illinois, há vários impostos que incidem diretamente na conta de energia

elétrica dos consumidores finais, tanto residenciais como industriais. A partir

dos dados do Illinois Department of Revenue (2014), a Tabela 217 detalha os

impostos que devem ser arrecadados no setor elétrico para o Estado.

Tabela 217 – Impostos e encargos no consumo de energia elétrica em Illinois:

2014

Impostos e encargos incidentes na indústria de energia elétrica de Illinois

Sistemas municipais e cooperativas elétricas:

menos de 5% das receitas brutas ou US$0,0032 por kWh por consumidor

Fornecedores de energia (devem recolher de cada consumidor, mensalmente:

US$ 0,0033/kWh - primeiros 2.000 kWh

US$ 0,00319/kWh - próximos 48.000 kWh




US$ 0,0027/kWh - próximos 2 milhões kWh




US$ 0,00202/kWh - no excesso de 20 milhões kWh

(compradores de auto-liquidação devem pagar 5,1% do preço de toda a eletricidade e uma taxa de US$

200 a cada 2 anos)

Distribuição de Eletricidade

US$ 0,00031/kWh - primeiros 500 milhões kWh

US$ 0,0005/kWh - próximos 1 bilhão kWh

US$ 0,0007/kWh - próximos 2,5 bilhões kWh

US$ 0,0014/kWh - próximos 4 bilhões kWh



US$ 0,00131/kWh - no excesso de 18 bilhões kWh

Capital investido

0,8% do capital investido

Custo de assistência energética (por conta)

- entregas residenciais: se servindo menos de 100.000 clientes em 1 de janeiro de 2009:US$ 0,4

- entregas residenciais: se servindo 100.000 ou mais clientes em 1 de janeiro de 2009: US$ 4,8

- entregas não-residenciais: se servindo menos de 100.000 clientes em 1 de janeiro de 2009: US$ 4

- entregas não-residenciais: se servindo 100.000 ou mais clientes em 1 de janeiro de 2009: US$ 4,8

- entregas não-residenciais com 10 MW ou mais de pico de demanda durante o ano anterior, se servindo

menos de 100.000 clientes em 1 de janeiro de 2009: US$ 300


100.000 clientes ou mais em 1 de janeiro de 2009: US$ 360

843 U.S. Energy Information Administration: Table 5.6.A. Average Retail Price of Electricity to Ultimate Customers by End-Use Sector (2014).

364

Cobrança para energia renovável (por conta)

- entregas residenciais: US$ 0,05

- entregas não-residenciais: US$ 0,5, se a conta usou menos de 10 MW de pico de demanda durante o ano

anterior, ou US$ 37,5 se o uso foi maior

Instalação de geração de energia a partir de resíduos sólidos

US$ 0,0006 por kWh vendido

Outros custos reportados (pela ComEd)

Custos de conformidade: variável por área do domicílio/negócio

Custo de permissão: variável por área do domicílio/negócio

Recuperação ambiental: US$ 0,00039/kWh

Programas de eficiência energética: US$ 0,00155/kWh

Impostos municipais: variável por localidade

Fonte: Illinois Department of Revenue (2014)

365

O estado de Illinois oferece diversos incentivos ao desenvolvimento de

renováveis e para o setor energético em geral. Dentre eles, há o HIB (High

Impact Business), incentivos tributários para empresas que farão um

Impostos e encargos incidentes na indústria de energia elétrica de Illinois

Sistemas municipais e cooperativas elétricas:

menos de 5% das receitas brutas ou US$0,0032 por kWh por consumidor

Fornecedores de energia (devem recolher de cada consumidor, mensalmente:

US$ 0,0033/kWh - primeiros 2.000 kWh









US$ 0,00202/kWh - no excesso de 20 milhões kWh

(compradores de auto-liquidação devem pagar 5,1% do preço de toda a eletricidade e uma taxa de US$

200 a cada 2 anos)

Distribuição de Eletricidade

US$ 0,00031/kWh - primeiros 500 milhões kWh

US$ 0,0005/kWh - próximos 1 bilhão kWh

US$ 0,0007/kWh - próximos 2,5 bilhões kWh




US$ 0,00131/kWh - no excesso de 18 bilhões kWh

Capital investido

0,8% do capital investido

Custo de assistência energética (por conta)

- entregas residenciais: se servindo menos de 100.000 clientes em 1 de janeiro de 2009:US$ 0,4

- entregas residenciais: se servindo 100.000 ou mais clientes em 1 de janeiro de 2009: US$ 4,8

- entregas não-residenciais: se servindo menos de 100.000 clientes em 1 de janeiro de 2009: US$ 4

- entregas não-residenciais: se servindo 100.000 ou mais clientes em 1 de janeiro de 2009: US$ 4,8


menos de 100.000 clientes em 1 de janeiro de 2009: US$ 300


100.000 clientes ou mais em 1 de janeiro de 2009: US$ 360

Cobrança para energia renovável (por conta)

- entregas residenciais: US$ 0,05

- entregas não-residenciais: US$ 0,5, se a conta usou menos de 10 MW de pico de demanda durante o ano

anterior, ou US$ 37,5 se o uso foi maior

Instalação de geração de energia a partir de resíduos sólidos

US$ 0,0006 por kWh vendido

Outros custos reportados (pela ComEd)

Custos de conformidade: variável por área do domicílio/negócio

Custo de permissão: variável por área do domicílio/negócio

Recuperação ambiental: US$ 0,00039/kWh

Programas de eficiência energética: US$ 0,00155/kWh

Impostos municipais: variável por localidade

366

investimento substancial de capital e criarão um número expressivo de postos

de trabalho. O programa estendeu-se para as geradoras elétricas e, desde 2009,

para instalações eólicas, tanto na construção de novas como na ampliação das

existentes844.

O Solar and Wind Energy Rebate Program tem por objetivo encorajar a utilização

de sistemas de pequena escala de energia solar e eólica. A Illinois Energy Office

possui um orçamento de US$ 2,5 milhões para a iniciativa em 2015845,

financiada pelo Fundo Fiduciário de Recursos Energéticos Renováveis, de

benefício público com verbas estatais. A Tabela 218 abaixo demonstra os

detalhes deste programa para projetos solares e eólicos.

Tabela 218 – Programas de incentivos em projetos solares e eólicos de Illinois:

2014

Projetos solares Projetos eólicos

O desconto máximo para todos os projetos solares fotovoltaicos e eólicos é de US$ 10

mil para residenciais, US$ 20 mil para negócios e US$ 30 mil para o setor público e

entidades sem fins lucrativos

Para pedidos residenciais: US$ 1,5/W ou

25% dos custos do projeto

Para pedidos comerciais: US$ 1,25/W ou


Para pedidos públicos ou de entidades sem

fins lucrativos: US$ 2,5/W ou 40% dos

custos do projeto

(Projetos heliotérmicos terão limite de

30% dos custos do projeto para residências

e comércio e 40% para o setor público e

entidades sem fins lucrativos)

Pedidos residenciais e comerciais: US$

1,75/W ou 30% dos custos do projeto para

turbinas certificadas pela AWEA ou

SWCC (Small Wind Certification

Council)

Pedidos de entidades sem fins lucrativos e

do setor público: US$ 2,6/W ou 40% dos

custos do projeto para turbinas certificadas

Obs.: sistemas eólicos que não tiverem

turbinas certificadas pela SWCC ou

AWEA serão elegíveis para desconto de

US$ 1/W

Todos os sistemas, tanto eólicos como solares, deverão ser instalados por um instalador

de geração distribuída certificado pela ICC Fonte: Illinois Department of Commerce & Economic Opportunity (2014)

844 Illinois Department of Commerce & Economic Opportunity: Tax Assistance (2014).

845 Illinois Department of Commerce & Economic Opportunity: Solar and Wind Energy Rebate Program (2014).

367

Por fim, há um Fundo de Utilidade Pública de fomento às renováveis através de

subsídios, empréstimos e outros incentivos. Ele é financiado por sobretaxas nas

contas de luz dos consumidores e totalizará US$ 100 milhões arrecadados em

2015846.

846 ACORE: Renewable Energy in Illinois (2013).

Projetos solares Projetos eólicos

O desconto máximo para todos os projetos solares fotovoltaicos e eólicos é de US$ 10

mil para residenciais, US$ 20 mil para negócios e US$ 30 mil para o setor público e

entidades sem fins lucrativos

Para pedidos residenciais: US$ 1,5/W ou


Para pedidos comerciais: US$ 1,25/W ou


Para pedidos públicos ou de entidades sem

fins lucrativos: US$ 2,5/W ou 40% dos

custos do projeto

(Projetos heliotérmicos terão limite de

30% dos custos do projeto para residências

e comércio e 40% para o setor público e

entidades sem fins lucrativos)

Pedidos residenciais e comerciais: US$

1,75/W ou 30% dos custos do projeto para

turbinas certificadas pela AWEA ou

SWCC (Small Wind Certification

Council)

Pedidos de entidades sem fins lucrativos e

do setor público: US$ 2,6/W ou 40% dos

custos do projeto para turbinas certificadas

Obs.: sistemas eólicos que não tiverem

turbinas certificadas pela SWCC ou

AWEA serão elegíveis para desconto de

US$ 1/W

Todos os sistemas, tanto eólicos como solares, deverão ser instalados por um instalador

de geração distribuída certificado pela ICC

368

3. NOVA YORK – ESTADOS UNIDOS

Nova York é um dos cinquenta estados dos Estados Unidos da América, com

uma área de 141.300 km² e uma população que alcançou os 19,58 milhões de

habitantes em 2012. Para o mesmo ano, o estado possuía o terceiro maior PIB do

país, de mais de US$ 1,2 trilhão.847 Em base comparativa, esse valor é

semelhante ao PIB do México e da Coreia do Sul.

Pela Tabela 219, observam-se quedas no PIB real entre 2008 e 2009, puxadas

pela crise financeira mundial. No entanto, a partir de 2010, o estado tem

demonstrado uma tendência de recuperação, ainda que moderada se

comparada, por exemplo, ao Texas.

De 2008 a 2012, houve um aumento de 3,25% no PIB per capita, passando de

US$ 51.396 para US$ 53.067. O PIB per capita de Nova York é um dos mais altos

dos Estados Unidos, denotando um alto padrão de vida de seus habitantes. O

maior aumento no PIB per capita ocorreu em 2010, com a elevação do PIB real

em 4%, pós-recessão.

Tabela 219 – Crescimento do PIB real e PIB per capita, Nova York: 2008-2012


3.1. Sistema elétrico de Nova York

O estado de Nova York possui a maior cidade do país (homônima) e é um dos

maiores consumidores de energia. No entanto, o consumo per capita de energia

é relativamente baixo. Mais de metade dos trabalhadores da cidade de Nova

York usa o sistema público de transporte e, em média, 25% dos habitantes do

estado também o fazem – percentagem cinco vezes a média americana. A rede

metroviária de Nova York, uma das mais extensas do mundo e com fluxo de

mais de 5,5 milhões de passageiros diários, é importante consumidora de

energia elétrica. Anualmente, o metrô consome o suficiente para abastecer a

cidade de Buffalo, a segunda maior do estado848. A eletricidade no estado tem

um fluxo principalmente para o leste-sul, pois metade da demanda elétrica está

concentrada na cidade de Nova York, mas a região responde por apenas 40% da

geração. Assim como em alguns outros estados, a comercialização é

liberalizada. O operador do sistema é o NYISO, que controla mais de 17.000 km

847 Center for Continuing Study of the California Economy (2013).

848 NYC Subway (2014) Subway FAQ: Facts and Figures.

2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real -2,2 -1,4 4 1,2 1,3


2005)51.396 50.452 52.242 52.657 53.067


(2008 ano-base = 100)100 98,16 101,64 102,45 103,25

369

de redes de alta tensão. Os maiores desafios para o estado tem sido a renovação

de suas geradoras e a expansão da rede, bem como a integração com outros

operadores nacionais para a otimização dos recursos e queda nos preços da

eletricidade. A Figura 73 abaixo demonstra a separação do estado de Nova York

em zonas elétricas, para a determinação de diferentes preços pelo operador.

Figura 73: Regiões elétricas determinadas pelo NYISO em Nova York

Fonte: NYISO


Comparado a outras regiões dos Estados Unidos, Nova York é pobre em

recursos naturais e dependente da energia gerada no Canadá e de outros

estados para suprir sua demanda. Para abastecer suas térmicas, por exemplo,

importa o carvão principalmente do Wyoming, já que não existe mina desse

combustível fóssil em seu território. O campo Marcellus Shale, entre os estados

de Nova York, Pensilvânia, Ohio e Virgínia Ocidental tem uma reserva

estimada de 141 trilhões de pés cúbicos de gás natural849. No entanto, as

reservas exclusivas de Nova York são incertas e o governo estadual tem

assumido uma postura severa com o “fracking”, método de extração do xisto.

Grande parte do gás consumido no estado é fornecido por gasodutos com

outros estados ou com o Canadá.

849 New York Profile Analysis (2013) EIA.

370

Embora tenha uma matriz com perfil térmico, há esforços no sentido de

substituir carvão por gás natural e de atingir às metas de emissões renováveis

estipuladas pelo governo. O New York’s Renewable Portfolio Standard (RPS)

requer que, até 2015, 30% da eletricidade vendida no estado seja de fontes

renováveis850. O programa iniciou-se em 2004, quando 19,3% da eletricidade

eram gerados por essas fontes.

Pela Tabela 220, constata-se que Nova York possuía, para 2012, 39,5GW de

capacidade instalada, dos quais 66,8% correspondiam às fontes térmicas, 14,4%

às fontes hídricas e 13,4% às fontes nucleares. Em 2008, as fontes térmicas

respondiam por 69% do total de capacidade, enquanto as hídricas

representavam 14,5%. Dessa forma, pode-se concluir que o estado não

apresenta grandes alterações quanto às fontes componentes da matriz, embora

haja um estímulo às renováveis.

Tabela 220– Capacidade instalada segundo fonte em Nova York, em GW:

2008-2012

Fonte: EIA (2013)

Entre 2008 e 2012, a capacidade instalada de geração cresceu 2,07%. O complexo

hidrelétrico Robert Moses Niagara é a quarta maior planta hidrelétrica dos

Estados Unidos, com 2.353mw de capacidade. Em 2013, o estado gerou mais

energia hidrelétrica que qualquer outro estado a leste das Montanhas

Rochosas851.

A capacidade instalada da fonte eólica registrou um aumento expressivo, de

129%. Os incentivos públicos à expansão do parque eólico no estado serão

esclarecidos mais à frente, na seção “Impostos e subsídios”. Por fim, a biomassa

apresentou uma estabilidade de capacidade instalada durante todo o período,

sem alterações significativas. Em 2012, essa fonte era responsável por menos de

1% do total.

850 EIA (2013) New York Profile Analysis EIA.

851 EIA (2014) New York Profile Overview.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 5,6 (14,5%) 5,7 (14,4%) 5,7 (14,4%) 5,7 (14,4%) 5,7 (14,4%)

Térmica 26,7 (69,0%) 27,0 (68,0%) 26,6 (67,5%) 26,8 (67,7%) 26,4 (66,8%)

Nuclear 5,3 (13,7%) 5,3 (13,4%) 5,3 (13,5%) 5,2 (13,1%) 5,3 (13,4%)

Eólica 0,7 (1,8%) 1,3 (3,3%) 1,3 (3,3%) 1,4 (3,5%) 1,6 (4,1%)

Biomassa 0,3 (0,8%) 0,3 (0,7%) 0,3 (0,8%) 0,4 (1,0%) 0,4 (1,0%)

Outros 0,1 (0,2%) 0,1 (0,2%) 0,2 (0,5%) 0,1 (0,3%) 0,1 (0,3%)

Total 38,7 (100%) 39,7 (100%) 39,4 (100%) 39,6 (100%) 39,5 (100%)

371

3.1.2. Geração

Para evitar blecautes, o regulador do estado de Nova York requer que as

plantas que possam queimar tanto óleo combustível como gás natural estejam

prontas para trocar gás por óleo, em caso de uma interrupção no fornecimento

de gás. Mais de metade dos geradores no estado podem substituir os

combustíveis em térmicas e praticamente todas as novas usinas de gás têm essa

capacidade852.

Em 2012, a geração líquida de energia elétrica em Nova York foi de 135,8TWh.

Conforme observado Tabela 221, as fontes térmicas responderam por 47,6% da

geração líquida, enquanto as nucleares totalizaram 30%. As fontes hídricas

aportaram a terceira maior geração, com 17,8% do total. Observa-se um

aumento da participação eólica na geração, que saltou de 1,3TWh, em 2008,

para 3TWh em 2012, um aumento de 131%. Houve estabilidade na geração por

biomassa, acompanhando a baixa variação da capacidade dessa fonte na matriz.

Tabela 221– Geração líquida de energia elétrica por fonte em Nova York, em

TWh, 2008-2012

Fonte: EIA (2013)

Entre 2008 e 2012, houve uma queda na geração líquida total de 3,2%. Esse

comportamento pode ser explicado pelo arrefecimento de demanda elétrica nos

últimos anos, conforme mostraremos a seguir. Além disso, Nova York é um

grande importador de energia elétrica, principalmente da província canadense

de Québec.

O estado apresentou redução na geração tanto de térmicas como de

hidrelétricas e nucleares. No período considerado, a geração térmica passou de

66,8TWh para 64,6TWh, uma queda de 3,3%. Nova York vem, ao passar dos

anos, substituindo o carvão pelo gás natural. Em 2010, a geração térmica a

carvão era de 13,6TWh; em 2012, esse valor caiu para 4,6TWh. Tomando o

mesmo período como base para o estudo da geração por gás natural, isto é, de

2010 a 2012, a produção passou de 48,9TWh para 59,5TWh. Portanto, constata-

se um remodelo da geração estadual para uma fonte menos poluente que pode

em grande medida ser atribuído ao barateamento do gás no mercado americano

852 New York Profile Analysis (2013) EIA.

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 26,0 (18,5%) 27,1 (20,3%) 24,9 (18,2%) 27,6 (20,1%) 24,2 (17,8%)

Térmica 66,8 (47,6%) 57,2 (42,9%) 64,5 (47,1%) 61,4 (44,7%) 64,6 (47,6%)

Nuclear 43,2 (30,8%) 43,5 (32,7%) 41,9 (30,6%) 42,7 (31,0%) 40,8 (30,0%)

Eólica 1,3 (0,9%) 2,3 (1,7%) 2,6 (1,9%) 2,8 (2,0%) 3,0 (2,2%)

Biomassa 1,5 (1,1%) 1,7 (1,3%) 1,7 (1,2%) 1,6 (1,2%) 1,7 (1,3%)

Outros 1,5 (1,1%) 1,4 (1,1%) 1,4 (1,0%) 1,4 (1,0%) 1,5 (1,1%)

Total 140,3 (100%) 133,2 (100%) 137,0 (100%) 137,5 (100%) 135,8 (100%)

372

com o boom do shale gas. A geração nuclear caiu 5,6% entre 2008 e 2012, embora

a capacidade instalada dessa fonte tenha permanecido a mesma, de 5,26GW.

Por fim, a geração hídrica registrou queda de 6,9% entre 2008 e 2012 em

decorrência de oscilações na hidrologia. Os únicos aumentos de geração

ocorreram com as eólicas e biomassa, como consequência de incentivos do

governo.

O sistema elétrico de Nova York, além de interligações com outros estados

americanos, comercializa eletricidade diretamente com o Canadá,

principalmente com a província de Québec, pois ambos os territórios fazem

fronteira. O custo da geração em Québec é relativamente mais baixo por ser

obtido, quase que em sua totalidade, por hidrelétricas, de baixo custo

operacional.

Conforme a Tabela 222, constata-se que, em 2012, o estado importou do Canadá

16,2TWh, o que corresponde a 11,3% de seu consumo de energia elétrica no

mercado varejista. Nova York configura-se como um importador líquido tanto

internamente como externamente, pois sua geração estadual é insuficiente para

atender à demanda.

Tabela 222– Importação, exportação e intercâmbio interestadual líquido* de

energia elétrica em Nova York, em TWh: 2008-2012




Segundo um estudo elaborado pela New York State Transmission Assessment and

Reliability Study (STARS)853, a rede de transmissão em Nova York contava com

18.709 km de linhas em 2012. Do total, 94,8% correspondiam a linhas aéreas,

conforme observado na Tabela 223. As linhas subterrâneas, sobretudo os ativos

de propriedade da Con Edison, companhia especializada em linhas

subterrâneas e cabos enterrados, eram responsáveis pelos 5,2% restantes. As

linhas de menor voltagem (115/138KV) aportavam 61,7% da extensão total.

853 New York State Transmission Assessment and Reliability Study (STARS) 2012 Phase II Study Report.

2008 2009 2010 2011 2012

Exportação 3,4 1,5 2,3 1,6 0,3

Importação 16,7 11,3 9,4 12,1 16,2


Líquido

3,3 8,8 12,5 7,6 3,3

373

Tabela 223 – Extensão da rede de transmissão no estado de Nova York: 2012

Fonte: STARS (2012)

A rede de distribuição (média e baixa voltagem) é de responsabilidade de várias

companhias, tanto públicas como privadas. No entanto, destacam-se seis

investor-owned utilities, que são responsáveis pela maior parte do fornecimento

elétrico aos consumidores finais: National Grid, NYSEG, Rochester Gas &

Electric, Con Edison, Central Hudson e Orange & Rockland. Segundo

constatado na Tabela 224, a extensão total de linhas das distribuidoras que

atuam no estado de Nova York era de 410.491 km. Vale ressaltar que os dados

foram fornecidos individualmente por cada distribuidora, compilados na

Tabela 224 a seguir.

Tabela 224– Extensão das linhas de distribuição por distribuidora atuante em

Nova York: 2013/2014

*Dados incluem ativos da empresa também na Pensilvânia, embora em baixa proporção do

total. ** Informações referem-se a todo o mercado regulado dos Estados Unidos de que a National Grid participa, não somente em Nova York, mas também em Massachusetts, New

Hampshire, Rhode Island e Vermont. Fonte: Con Edison (2014); Orange & Rockland (2013); Central Hudson (2013); NYSEG (2014);

National Grid (2013); Google Finance (2014); RGE (2013)

O sistema elétrico nova-iorquino apresentou perdas elétricas que variaram de

9,2TWh em 2008 para 7,9TWh em 2012, demonstrado pela Tabela 225. Esses

valores representam 5,8% e 6,6% da geração líquida, respectivamente. Embora o

ano mais eficiente em termos de perdas absolutas seja o de 2012 e o menos

VoltagemExtensão total

(km)

Linhas aéreas

115/138 kV 11.544

230 kV 1.716

345 kV 4.223

500 kV 8

765 kV 249

Total 17.740

Linhas subterrâneas 969

Total 18.709

Distribuição (km)

Con Edison 205.996

Orange & Rockland* 9.101

Central Hudson 14.001

NYSEG 52.917

National Grid** 116.250

Rochester Gas & Electric 12.226

TOTAL 410.491

374

eficiente o de 2008, isto é, os extremos do período de análise, não é correto

afirmar que Nova York apresenta uma tendência bem definida de aumento na

eficiência do sistema, já que em 2011 registraram-se, novamente, perdas que

totalizaram 6,5% da geração para o ano.

Tabela 225– Perdas de energia elétrica em Nova York, em TWh: 2008-2012

Fonte: EIA (2014)

3.1.4. Consumo

Os setores residencial e comercial lideram a demanda energética no estado,

seguidos pelos transportes. A intensidade energética está concentrada em

serviços (construção, serviços financeiros e de profissionais liberais, educação,

saúde). O consumo industrial está próximo da média nacional americana.

O consumo de energia elétrica em Nova York foi de 143,2TWh em 2012 como

pode se constatar a partir da Tabela 226, com dados da U.S. Energy Information

Administration. Em 2012, as residências responderam por 35,4% do consumo

elétrico, enquanto o setor de serviços deteve a maior parcela de demanda:

53,1%. O setor de serviços é especialmente forte no estado Nova York, por conta

da região metropolitana.

Tabela 226– Consumo de energia elétrica em Nova York, segundo tipo de

consumidor, em TWh: 2008-2012.

Fonte: EIA (2013)

Entre 2008 e 2012, a queda no consumo varejista foi de 0,6%, puxado,

sobretudo, pelo consumo residencial. Por ser um estado populoso, Nova York é

um grande consumidor de energia em termos absolutos; per capita, o uso da

eletricidade é um dos mais baixos dos Estados Unidos. No período analisado, a

demanda residencial cresceu 3,4%.

O consumo industrial caiu 6,8% entre 2008 e 2012, embora tenha apresentado

estabilidade desde 2009. Na passagem de 2008 para 2009, com a eclosão da crise

financeira mundial, que acarretou uma recessão no estado, a demanda

industrial registrou uma queda de 8,8%. As indústrias são as que mais sofrem

com variações no produto interno, pois dependem do dinamismo comercial e

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 9,2 8,9 8,9 9 7,9


2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 14,7 13,4 13,5 13,4 13,7

Residencial 49 48,3 50,9 51,2 50,7

Serviços 77,4 75,3 77,3 76,4 76

Outros 2,9 3 2,9 3 2,8

Total 144 140 144,6 144 143,2

375

crescimento econômico para expandirem seus negócios e, consequentemente,

demandarem mais energia elétrica.

No período, o setor de serviços reduziu sua demanda em 1,8%. De 2008 para

2009, o consumo de serviços caiu 2,7%, mas recuperou-se aos patamares de 2008

já no ano de 2010. Esse fato corrobora com a recuperação econômica de Nova

York a partir de 2010, quando o estado obteve seu maior crescimento de PIB,

em 4%.

Além do consumo varejista, há que levar em conta o consumo elétrico de

autoprodutores, chamado localmente de “uso direto”. Em Nova York,

diferentemente de outros estados americanos, como a Califórnia, esse consumo

é muito pouco expressivo. Entre 2008 e 2012, o consumo direto ficou sempre

acima de 1,5TWh. Em 2012, esse tipo de consumo correspondeu a 1,2% da

geração líquida para o ano. Não se pode estabelecer uma tendência quanto ao

uso direto em autoprodução com o passar dos anos, dado que a autoprodução,

embora sempre acima de 1,5TWh, não apresenta um comportamento relevante

à baixa ou à alta, ainda que opere com constância desde 2010, conforme

demonstrado na Tabela 227.

Tabela 227– Consumo de energia elétrica na modalidade “uso direto” em

Nova York, em TWh: 2008-2012

Fonte: EIA (2014)

3.2. Estrutura do setor elétrico em Nova York

3.2.1. Organização do setor elétrico de Nova York

O setor elétrico de Nova York foi desregulado em 1996. Tradicionalmente, as

companhias energéticas eram monopólios verticalmente integrados,

responsáveis tanto pela geração como pela distribuição ao consumidor final.

Essas empresas lidavam com um serviço altamente estratégico e de utilidade

pública; portanto, havia uma elevada regulação sobre as taxas de lucros e

composição tarifária. No ano de 1996, a New York State Public Service

Commission passou a separar as atividades de geração e comercialização dos

monopólios naturais (transmissão e distribuição). Através da separação, os

consumidores estariam livres para optar pelo comercializador de menor preço

num mercado competitivo. Os anos de 1990 foram decisivos para a liberalização

do mercado e mostrou-se realidade em todos os estados americanos presentes

neste trabalho (Texas, Califórnia, Illinois e Nova York).

A geração de eletricidade conta a participação de agentes públicos e privados.

De 2000 a 2012, houve um acréscimo de 9.200mw de capacidade de geração

2008 2009 2010 2011 2012

Uso direto 1,8 1,6 1,7 1,7 1,7

376

para o estado de Nova York854. Cerca de 80% dessa nova geração está sediada

na cidade de Nova York, em Long Island e Hudson Valley, ou seja, perto dos

centros de carga. O estado tem condições favoráveis às instalações eólicas,

principalmente nas porções norte e oeste. Além da construção de novas

instalações, houve melhorias nas plantas nucleares e hidrelétricas já existentes.

O sistema adotado pelo regulador, com preços determinados para cada zona no

mercado atacadista, tem encorajado investimentos em áreas em que a demanda

elétrica e, consequentemente, o preço são maiores.

A transmissão é operada pelo NYISO (que não detém a propriedade dos

ativos), responsável por administrar mais de 17 mil km de linhas de alta

voltagem e despachar 500 geradores para atender à demanda energética855. A

carga necessária para atender ao alto consumo da região metropolitana tem

atraído projetos de transmissão nos últimos anos. De 2000 a 2012, 1.640mw de

capacidade de transmissão foram adicionados. O NYISO é uma companhia

gerenciada por dez membros independentes de experiência renomada no setor

elétrico.

A distribuição é delegada a diversas empresas, tanto públicas como privadas

(investor-owned utilities). A Figura 74 abaixo demonstra a área de concessão de

cada distribuidora no estado de Nova York.

Figura 74: Área de concessão por distribuidora no estado de Nova York

Fonte: Power 2 Switch NY (2014)

854 NYISO (2012) Power Trends 2012 State of the Grid.

855 NYISO (2014) About NYISO.

377

A maior distribuidora exclusiva de Nova York é a Con Edison, que abastece a

cidade de Nova York há 180 anos, com exceção de uma pequena área do

Queens856. A empresa é uma subsidiária da Consolidated Edison, uma das

maiores investor-owned utilities dos Estados Unidos. O número de clientes

servidos pela Con Edison ultrapassa os 3 milhões. A Orange & Rockland (O&R)

também é uma subsidiária da Consolidated Ediso., A O&R possui 226.449 clientes

no estado de Nova York, conforme a Tabela 228. A NYSEG e a Rochester Gas &

Electric são subsidiárias da espanhola Iberdrola, empresa de capital aberto, e

abastecem 881.000 e 370.000 usuários, respectivamente. A Central Hudson

integra a Fortis Inc. desde 2013, quando houve a aquisição da primeira

companhia energética desse complexo empresarial nos Estados Unidos,

também atuante no Canadá857. A National Grid é uma empresa britânica que

atua no nordeste do mercado norte-americano, tanto na eletricidade como na

distribuição de gás. Existem ainda outras distribuidoras no estado. As

companhias municipais representam as villages, tais como a Village of Arcade,

Village of Akron, Village of Holley, Village of Bergen, etc858.

Tabela 228 – Número de clientes por distribuidora atuante em Nova York:

2013/2014

* As informações da National Grid referem-se a todo o mercado regulado dos Estados Unidos

de que participa, não somente em Nova York, mas também em Massachusetts, New Hampshire, Rhode Island e Vermont.

Fonte: Con Edison (2014); Orange & Rockland (2013); Central Hudson (2013); NYSEG (2014); National Grid (2013); Google Finance (2014); RGE (2013)

A comercialização opera em um mercado competitivo. Esses fornecedores

independentes precisam obter elegibilidade através da New York State Public

Service Commission para poderem prestar serviços aos consumidores finais859.

Os comercializadores em Nova York são conhecidos como ESCOs (Energy

856 Con Edison (2014) About Con Edison.

857 Fortis Inc. (2014) About Fortis.

858 New York State Public Service Commission (2014) Electric Utilities Listing.

859 New York State Public Service Commission (2014) What you should know before choosing an energy supplier.

Número de

clientes

Con Edison 3.300.000

Orange & Rockland 229.449

Central Hudson 300.229

NYSEG 881.000

National Grid* 3.400.000

Rochester Gas & Electric 370.000

TOTAL 8.480.678

378

Service Companies). No entanto, os consumidores podem optar por

permanecer com a distribuidora e não escolher um comercializador. A

variedade de comercializadores implica a variedade de opções de preços aos

consumidores. Alguns oferecem preços fixos para um longo prazo, outros

oferecem preços variáveis com as condições reais do mercado. Além disso,

existem variadas modalidades contratuais que podem ser escolhidas pelos

clientes.


Em Nova York, além de entidades federais comuns a todos os estados do país

(vide seção Califórnia), existem instituições estaduais criadas para o bom

funcionamento do setor elétrico em geral:

a) New York State Public Service Commission (PSC)860 tem por missão assegurar a

segurança no sistema elétrico, de gás, telecomunicações e água no estado de

Nova York para os consumidores residenciais e industriais. Atua como

reguladora, supervisionando as empresas energéticas que operam em

monopólio naturais, como as distribuidoras. Foi a responsável pela

desregulação e abertura de um mercado competitivo na comercialização;

b) New York State Energy Research and Development Authority (NYSERDA)861 é

uma agência governamental cujo objetivo é fornecer informações e análises

sobre energia, promover programas inovadores aliados a uma expertise

técnica, aumentar a eficiência energética, estabelecer as ações necessárias

para atingir as metas renováveis comprometidas e reduzir a dependência

fóssil da matriz;

c) Long Island Power Authority (LIPA)862 é uma fornecedora elétrica municipal

sem fins lucrativos e proprietária do sistema de transmissão varejista e do

sistema de distribuição na região de Long Island. A LIPA é a segunda maior

utility municipal dos Estados Unidos;

d) New York ISO (NYISO)863 é o operador do sistema elétrico em todo o estado

de Nova York e foi criado com o objetivo federal de assegurar a não-

discriminação de acesso à rede com a reestruturação do mercado elétrico.

Tem por responsabilidade assegurar a confiança do sistema de transmissão,

monitorar o despacho para atender às cargas e planejar a expansão do

sistema. O NYISO é ainda operador do mercado atacadista.

e) New York Municipal Power Agency (NYMPA)864 é um conglomerado de 36

distribuidoras municipais de energia elétrica (villages). A agência foi

860 PSC (2014) Home page.

861 NYSERDA (2014) About NYSERDA.

862 Power 2 Switch NY (2014) Utilities in New York.

863 NYISO (2014) About NYISO.

864 NYMPA (2012) Home page.

379

formada em 1996, embora a maior parte de seus integrantes atuem na

compra e venda de energia elétrica a consumidores finais por mais de 100

anos. A New York State General Municipal Law autorizou que entidades

municipais acordassem ações integradas entre si para garantir um melhor

serviço. A lei prevê especificamente que os municípios possam vincular-se

uns aos outros por meio de contratos para atingir seus propósitos.

f) New York State Department of Taxation and Finance (NYS Tax) é o órgão

governamental responsável pela taxação e arrecadação dos impostos no

estado de Nova York; dentre eles, os que incidem na tarifa de eletricidade.


No estado americano de Nova York, operam um mercado atacadista e um

mercado varejista. O NYISO administra o mercado atacadista. A energia no

atacado é acessível somente através do sistema de alta voltagem em

quantidades de eletricidade superior a 1mw. Embora o NYISO não esteja

diretamente envolvido no mercado varejista, as companhias que prestam o

serviço elétrico aos consumidores finais (comercializadores) contratam energia

através dos mercados atacadistas do operador. O mercado atacadista pode ser

de três modalidades: do dia seguinte, spot (tempo real) e transações bilaterais.

O mercado do dia seguinte865 administra as compras para a entrega física no dia

posterior à transação. Muitos geradores requerem notificação adiantada para

que possam operar. Assim, o NYISO fornece aos geradores os horários de

despacho previsto antes do tempo real.

O mercado spot (tempo real)866 serve como um complemento à carga contratada.

Por conta da antecipação da carga, a geração disponível e as condições gerais

do sistema podem mudar. O NYISO opera o mercado instantâneo para

balancear as mudanças no sistema de forma econômica e eficiente entre os

agentes envolvidos.

As transações bilaterais867 envolvem vendas diretas bilateralmente (entre

compradores e vendedores). O custo da eletricidade em transações bilaterais é

negociado fora do espaço de mercado do NYISO, mas o operador exerce um

papel fundamental em prestar o serviço de transmissão para que o serviço

acordado entre as partes seja possível.

Conforme observado na Figura 75, aproximadamente 50% da carga do estado

vêm de transações bilaterais, 48% do mercado do dia seguinte e 2% do mercado

spot.

865 NYISO (2014) The Energy Markets.



380

Figura 75: Composição da carga programada pelo operador do sistema

(NYISO): 2014

Fonte: NYISO (2014)

Há ainda um mercado financeiro, que é importante para garantir a segurança

nas operações e a eficiência de mercado. O NYISO administra dois

instrumentos financeiros: os contratos de congestionamento de transmissão (TCC) e

os virtuais868. Uma porção significativa da volatilidade do preço estabelecido no

mercado atacadista é decorrente do congestionamento da rede de transmissão.

Os TCCS são instrumentos financeiros que permitem que os participantes do

mercado elétrico façam um hedge contra a parte da volatilidade do preço

causada pelo congestionamento. Assim, seus proprietários recebem a diferença

entre os custos de congestionamento entre dois pontos específicos de rede de

transmissão para cada hora em um determinado período de tempo. Por isso, o

sistema é conhecido como um “aprisionamento do pagamento de

congestionamento”. Os TCCS são estabelecidos em contratos de longo prazo

através de leilões competitivos. Nos virtuais, os participantes compram (ou

vendem) energia ao preço do mercado do dia seguinte e então vendem (ou

compram) novamente a eletricidade em preço spot sem terem de gerar ou

distribuir a energia. Esse instrumento permite que os agentes arbitrem a

diferença entre os preços do mercado do dia seguinte e do mercado spot. As

ofertas virtuais têm demonstrado um relevante aumento da eficiência no

mercado elétrico.

O mercado varejista opera em regime de concorrência desde a desregulação do

mercado em 1996. Neste ano, a New York State Public Service Commission

começou a separar as responsabilidades de geração e distribuição de

eletricidade. Antes disso, as companhias energéticas funcionavam de forma

verticalmente integrada. Assim como em outros estados americanos, os

consumidores podem optar pela permanência com a distribuidora (default

service) ou escolher um comercializador no mercado competitivo, que, em Nova

868 NYISO (2014) The Financial Markets.

381

York, são conhecidos como ESCOs. Desde 2010, o número de consumidores que

optam pelos comercializadores tem crescido rapidamente. Atualmente, pouco

mais de um quarto dos consumidores residenciais escolheu um comercializador

em detrimento de permanecerem com o modelo antigo869.


Os preços da energia elétrica residencial em Nova York são consideravelmente

superiores ao praticados em outros estados americanos e, consequentemente,

acima da média nacional. Segundo o Departamento do Trabalho dos Estados

Unidos, em julho de 2014, as residências nova-iorquinas pagaram US$

0,208/kWh, o que correspondeu a 45,5% acima da média nacional. Em julho de

2013, os custos eram 51,8% maiores870. A dependência de fatores externos

(importação de insumos para as térmicas ou custos de logística do carvão em

território nacional) poderia sugerir a discrepância de preços. Vale lembrar,

porém, que 11,3% da energia elétrica que abastece o consumo do estado provêm

do Canadá, principalmente de Québec. A geração em Québec é

predominantemente (acima de 90%) hídrica, com custos operacionais mais

baixos. A importação tem crescido a partir de 2010. Desde 2008, o custo de gerar

eletricidade caiu, enquanto os custos de transmissão e impostos dispararam871.

O componente das tarifas elétricas que tem caído significativamente nos

últimos anos foi a energia comprada pelas empresas elétricas no atacado.

Segundo a New York Affordable Reliable Electricity Alliance (NYAREA), a

desregulação também foi um importante fator que contribuiu para este cenário.

Para a empresa Central Hudson, de 2008 a 2013, a tarifa mensal para um

consumidor residencial de 600 kW aumentou 4%. No entanto, os custos de

geração caíram 33%, enquanto os custos de transmissão aumentaram 55% e os

impostos e sobretaxas subiram 415%872. Para os consumidores da Con Edison,

que abastece a metrópole de Nova York, a tarifa com mesmo nível de consumo

para as residências cresceu 13%. Neste caso, os custos de geração caíram 21%,

os custos com transmissão e distribuição subiram 48% e os impostos e

sobretaxas aumentaram 89%873. O aumento no custo da distribuição pode ser

explicado pela incorporação do custo do Renewable portfolio Standard (RPS),

impostos temporários e imposto sobre receita bruta (GRT). Os impostos serão

detalhados na seção seguinte.

869 Clearly Energy (2014) New York Electric Choice.

870 Bureau of Labor Statistics: US Department of Labor (2014) Average energy prices, New-York-Northern New Jersey-Long Island July 2014.

871 NYAREA (2014) How to really reduce New York’s electricity costs.



382

Os preços praticados para a indústria são consideravelmente menores e abaixo

da média nacional. Em julho de 2014, para base comparativa, o preço varejista

aos industriais era de US$ 0,064/kWh, o que correspondeu a 30% do custo

residencial no estado. No entanto, as indústrias correspondem a somente 9,5%

do consumo no varejo. Enquanto no Texas 51% da energia primária são

consumidos pela indústria, em Nova York, o setor corresponde a somente 9,7%

da demanda. A economia nova-iorquina é puxada, sobretudo, por serviços –

que, por sua vez, são responsáveis por 31,3% do consumo energético do estado.

Em 2012, no mercado atacadista, o preço da eletricidade atingiu o menor nível

desde o início da desregulação fruto em boa medida dos baixos preços do gás

natural no mercado americano. Também há um incentivo para que as geradoras

invistam em tecnologia de última geração para alcançar o menor preço. Esse

fato, somado aos esforços do governo em atender às metas de redução de

emissões, direciona para uma troca de plantas antigas e menos eficientes por

novas. Em 2012, plantas com idade média de 43 anos e 1.400mw de capacidade

foram desativadas e substituídas por novas e mais eficientes. Deve-se destacar,

ainda, os esforços em otimização dos recursos e melhoria em transações

energéticas entre os diferentes sistemas com o NYISO, por meio de

coordenações integradas de despacho .


Além dos custos de geração, transmissão e distribuição, as tarifas de

eletricidade de Nova York possuem impostos variados, que contemplam tanto

parcela do total de vendas das empresas elétricas como mecanismos de

incentivos às renováveis. Os impostos incluídos na tarifa elétrica, tanto dos

consumidores residenciais como dos industriais, são:

a) Sobretaxa SBC/RPS: A Taxa de Benefício do Sistema (SBC) apoia a eficiência

energética, educação, pesquisa e desenvolvimento e assistência energética

aos consumidores de baixa renda. O Renewable Portfolio Standard (RPS)

financia a energia renovável no estado de Nova York, além de políticas

ambientais e outros programas públicos relacionados. Segundo a Orange and

Rockland874, em janeiro de 2014, o valor da SBC era de US$ 0,00438/kWh. Em

outubro de 2014, o valor do RPS era de US$ 0,00337/kWh.

b) Sobretaxa Temporária do Estado de Nova York: criada para cobrir novas

taxas impostas pelo governo. De caráter transitório, não incide

necessariamente na tarifa. Em setembro de 2008875, as sobretaxas

temporárias cobravam US$ 0,00119/kWh pela iluminação municipal, US$

0,00129/kWh pela sinalização dos semáforos, US$ 0,00084/kWh pela

874 Orange & Rockland (2014) System Benefits Charge/Renewable Portfolio Standard Charge.

875 Orange & Rockland (2014) Temporary Surcharge.

383

iluminação de áreas privativas e US$0,00030/kWh pelo serviço de standby.

Em julho de 2009, esses valores foram zerados.

c) Sobretaxa Estadual Temporária de Ativos (TSAS): arrecada taxas adicionais

impostas pelo Estado de Nova York, como autorizado por mudanças

recentes na Lei de Serviço Público. Essas taxas representam um montante

adicional para a conservação dos ativos públicos energéticos876. Em julho de

2014, recuperou as modalidades mencionadas pela sobretaxa temporária

mencionada em 2), mas com valores superiores: US$ 0,00549/kWh pela

iluminação pública, US$ 0,00332/kWh pela sinalização dos semáforos, US$

0,00546/kWh pela iluminação de áreas privativas e US$ 0,1155/kW-mês

pelo serviço de standby. Além disso, considera taxas para o serviço

residencial (US$ 0,00286/kWh), para o serviço comercial acima de 1.000 kW

(US$ 0,00178/kWh) e para a indústria que consome acima de 1.000 kW (US$

0,00163/kWh).

d) Impostos sobre vendas e taxas relacionadas: o Imposto sobre vendas

contempla também o serviço elétrico e é igual à taxa corrente praticada pelo

estado (4%) acrescida de qualquer outra taxa imposta por uma cidade,

condado ou distrito. Portanto, o valor é variável por localidade877. As contas

de eletricidade contam ainda com o Imposto Sobre Receita Bruta (GRT), que

taxa a receita bruta de vendas das utilities.

Quanto aos subsídios, vigora o programa de fomento às solares Solar Initiative

FIT. Estabelecido em 2012, contempla contratos de 20 anos para projetos não-

residenciais de instalações fotovoltaicas com capacidade de 50 kW a 20mw. A

tarifa FIT atualmente é de US$ 0,22/kWh878. A iniciativa é promovida pela

LIPA.

As eólicas contam com uma série de incentivos governamentais, desde a

isenção fiscal de propriedade até o incentivo direto a parques eólicos e

construção de plantas. Os parques eólicos estão sendo empreendidos por

agentes privados. Há uma década, a NYSERDA, com seu Programa de

Desenvolvimento da Planta Eólica, auxiliou a instalação de duas plantas de

larga escala que totalizavam 41,5mw. O sucesso foi decisivo para o

desenvolvimento eólico nos anos que seguiram. Os parques eólicos atualmente

são fomentadas pelo Renewable Portfolio Standard (RPS) Main Tier. Esse

programa aportou, até agora, 1.696mw de energia eólica (90% do total)879 e é

financiado pela sobretaxa RPS. O On-Site Wind Incentive Program, que consiste

na remuneração de geração eólica, privilegia os produtores eólicos dependendo

876 Orange & Rockland (2014) Temporary State Assessment Surcharge.

877 The New York State Department of Taxation and Finance (2014) Sales tax rates and identifying the correct local taxing jurisdiction.

878 EIA (2014) Feed-In Tariffs and similar programs.

879 NYSERDA (2014) Renewable Portfolio Standard Main Tier.

384

da carga aportada no sistema. Essa remuneração também é financiada pela

sobretaxa RPS nas tarifas de consumidores de distribuidoras privadas. Os

consumidores não-residenciais, por terem um consumo maior, bancam a maior

parte dos custos.

Os clientes de baixa renda recebem ajudas das distribuidoras e do governo. A

Central Hudson, por exemplo, possui, em parceria com outras entidades, o

Good Neighbor Fund destinado aos clientes com dificuldade em saldar as contas

elétricas, àqueles que estão em crise financeira ou com problemas médicos. Esse

mecanismo é destinado aos clientes que exauriram todas as formas de

assistência pública e é financiado por doações administradas pelo Exército da

Salvação880. O governo federal oferece o HEAP Program em todas as partes do

estado, ajudando regulamente os clientes através do pagamento das contas de

inverno (de calefação e energia) ou provendo mecanismos de eficiência

energética (reparo e substituição de equipamentos)881. O Congresso é o

responsável pela determinação do valor do benefício em território nacional.

880 Need Help Paying Bills (2014) Financial assistance from Central Hudson.

881 Office of Temporary and Disability Assistance (2014) HEAP Program.

385

4. TEXAS – ESTADOS UNIDOS

O Texas é um dos cinquenta estados dos Estados Unidos da América, com uma

área total de 695.660 km² e uma população que atingiu os 26,06 milhões de

habitantes em 2012882. O Texas é o segundo estado mais populoso do país, atrás

da Califórnia, e o segundo com maior área, após o Alasca. Em 2013, o PIB

texano em dólares correntes era de US$ 1,53 trilhão, maior que o de países como

Austrália, Espanha e México883.

Pela Tabela 229, constata-se uma moderada queda do PIB em 2009, por efeito da

crise econômica que começou em 2008. No entanto, a partir de 2012, o estado

tem sustentado um crescimento do PIB acima dos 3,5%, destoando da realidade

das outras unidades federativas. Para o ano de 2012, o PIB real cresceu 4,8% em

relação a 2011. No período considerado, de 2008 a 2012, houve um aumento de

4,93% no PIB per capita, passando de US$ 44.310 para US$ 46.498. Em 2009, ano

de recessão, observou-se uma queda de 2,46% no PIB per capita.

Tabela 229– Crescimento do PIB real e PIB per capita, Texas: 2008-2012


4.1. Sistema elétrico do Texas

O Texas é o maior gerador e maior consumidor de energia elétrica nos Estados

Unidos. O estado ainda destaca-se pela produção, importação e refino de

petróleo e gás, fazendo com que a indústria de energia corresponda a uma

parcela significativa do produto interno. Mesmo com uma matriz

essencialmente térmica, o Texas é o maior gerador de energia eólica e possui a

maior empresa de biomassa dos Estados Unidos884. Com um significativo

potencial solar pela alta radiação, o estado construirá a maior planta

fotovoltaica do país, que ficará pronta em 2016885.

Embora haja intercâmbio interestadual em algumas áreas, a rede elétrica do

Texas é relativamente isolada dos outros sistemas do leste e oeste americano. A

Figura 76 demonstra a divisão do sistema elétrico do Texas em zonas.

882 State Rankings: A Statistical View of America (2013).

883 Texas Comptroller of Public Accounts, com dados do FMI e do U.S. Bureau of Economic Analysis (2014)

884 Texas Wide Open for Business: The Texas Renewable Energy Industry (2014).


386

Figura 76: Sistema elétrico do Texas

Fonte: Public Utility Commission of Texas (2013)


O Estado do Texas caracteriza-se por ser o maior produtor de petróleo nos

Estados Unidos, com um nível de produção que excede até mesmo as áreas

federais offshore886 e em 2013 o Texas tinha o 29% da capacidade total

americana de refino de petróleo.

Pela abundância de combustíveis fósseis, o estado ainda é o maior produtor de

gás natural e pioneiro na extração do gás de xisto887.

Na Tabela 230 observa-se que o Texas tinha 109,7GW de capacidade instalada,

dos quais 83% correspondiam às fontes térmicas, 11,1% às fontes eólicas e 4,6%

às fontes nucleares.

886 U.S. Energy Information Administration: Texas Profile Overview (2014).

887 “A revolução do gás de xisto nos EUA: passado e futuro” University of Pennsylvania (2012).

387

Tabela 230 – Capacidade instalada segundo fonte no Texas, em GW: 2008-

2012

Fonte: EIA (2013)

O Texas é o líder nacional em energia eólica, com mais capacidade instalada,

turbinas eólicas e empregos relacionados ao setor que qualquer outro estado.

Estabeleceu, assim como a Califórnia, o Renewable Portfolio Standard (RPS) em

1999, que sofreu algumas modificações em 2005. Em 2012, a capacidade

instalada de fontes eólicas era de 12,18GW, um crescimento de 63,93% em

relação a 2008. Ainda no que cabe às fontes renováveis, em 2012, a capacidade

de fontes solares chegou a 0,08GW, contribuição inferior a 0,1% do total. A

capacidade de biomassa permaneceu estável durante o período. Por fim, as

fontes hídricas também experimentaram estabilidade durante todo o período.

Desde 2010, a capacidade instalada hidrelétrica no Texas é de 0,69GW, 0,63% da

capacidade total.

4.1.2. Geração

A geração de energia elétrica no Texas foi de 429,8TWh em 2012. Do total,

conforme demonstrado na Tabela 231, as fontes térmicas responderam por 83%,

as eólicas representaram 7,5% e as nucleares, 8,9%. Juntas, essas três fontes

energéticas foram responsáveis por 99,4% da geração em 2012 para o estado.

Tabela 231 – Geração de energia elétrica por fonte no Texas, em TWh, 2008-

2012

Fonte: EIA (2013)

388

A geração térmica passou, entre 2008 e 2012, de 344,8TWh para 356,5TWh, o

que representa um aumento de 3,38% na produção. Já as nucleares registraram

38,44TWh em 2012, queda de 5,62% em relação a 2008.

A geração eólica foi a que experimentou o maior crescimento. Em 2012,

registrou 32,21TWh frente aos 16,23TWh em 2008, um aumento de 98,46%.

Conforme observado na Tabela 231, a geração solar tem crescido

substancialmente desde 2010, embora com uma representação ainda muito

pequena em relação ao total. A geração por biomassa, evoluiu de 0,44TWh para

0,7TWh, um crescimento de 59,1% entre 2008-2012. Os planos e fomentos

governamentais que possibilitaram esse impulso energético renovável serão

enunciados na seção “Impostos e Subsídios”.

Por outro lado, a geração hídrica caiu 44,23% entre 2008 e 2012, passando de

1,04TWh para 0,58TWh. Essa queda acentuada é explicada por uma severa seca

que continua assolando o estado, diminuindo a afluência de rios como o

Colorado e impactando, também, o cultivo de produtos agrícolas.

O sistema elétrico do Texas comercializa energia elétrica com o México ao sul,

em uma fronteira de quase 2.000 km de extensão888. Porém, o estado possui um

sistema elétrico bastante independente do resto dos Estados Unidos, com

transações interestaduais limitadas.


energia elétrica no Texas, em TWh: 2008-2012



Analisando a Tabela 232, observa-se que o Texas foi um exportador líquido de

energia entre 2009 e 2011.


Na porção continental dos Estados Unidos, o sistema elétrico consiste de três

regiões: a Interligação do Oeste, a Interligação do Leste e a Interligação do

Texas. A última, operada pela Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), é

separada do resto do país, tornando o Texas o único estado com sua própria

rede.

888 CRS Report for Congress: U.S. International Borders Brief Facts (2006).

2008 2009 2010 2011 2012

Exportação 0,96 0,45 0,3 0,08 0,08

Importação 1,01 0,34 0,31 0,31 0,31


Líquido

-2,38 5,34 5,97 0,01 -4,3

389

Dessa forma, as companhias participantes da ERCOT estão isentas da maior

parte da regulação federal889, que busca administrar os fluxos interestaduais.

Conforme a Tabela 233, a ERCOT opera 66.788 km de linhas de transmissão,

cujas voltagens são de 69KV, 138KV e 345KV. Há mais de 550 unidades

geradoras conectadas e os ativos físicos do sistema elétrico são de propriedade

de provedores de transmissão (proprietários ou operadores de equipamentos e

instalações para transmitir energia) e geradores890.

Tabela 233 – Extensão da rede de transmissão da ERCOT no Texas: 2012

Fonte: ERCOT (2012)

O sistema elétrico texano apresentou perdas de energia elétrica que oscilaram

entre 20,1TWh e 23,6TWh. Em 2012, as perdas totalizaram 20,1TWh, o que

correspondeu a 4,68% do total de geração para o mesmo ano, conforme

demonstrado a seguir na Tabela 234.

Tabela 234 – Perdas de energia elétrica no Texas, em TWh: 2008-2012

Fonte: EIA (2014)

4.1.4. Consumo

O consumo de eletricidade no Texas, o segundo estado mais populoso dos

Estados Unidos, está acima da média nacional. Segundo dados da California

Energy Commission, o Texas tinha o maior consumo total dos EUA e o 22o

consumo per capita do país em 2010, com 14.179 kWh/ano por habitante891. A

indústria é, historicamente, a maior consumidora de energia primária no Texas.

Para o ano de 2012, o setor industrial foi responsável por 51% do consumo,

enquanto o setor residencial respondeu por 23,4%. As principais plantas são as

eletrointensivas, como as de alumínio, químicas, vidro e refinarias de petróleo.

A indústria consome 46,5% do gás natural, 49,5% do petróleo e 47,3% da


890 ERCOT Overview (Emphasis on Real-Time Market and RT Operations) for Austin Electric Utility Commission (2012).


Voltagem Extensão (km)

69 kV 19.312

138 kV 32.187

345 kV 15.289

TOTAL 66.788

2008 2009 2010 2011 2012

Perdas 22,1 22,0 22,2 23,6 20,1

390

biomassa, frente aos 40,3%, 0% e 2,8% do setor elétrico, respectivamente892. O

Texas lidera o consumo de petróleo e derivados, principalmente de gás

liquefeito de petróleo (GLP), utilizando quase 60% da demanda americana de

GLP. A maior parte do GLP é consumida pelo setor industrial como

combustível de máquinas e do processo industrial. O consumo do gás natural

também expressivo, já que a indústria texana consome 20% da demanda

industrial do país893.

Através dos dados da U.S. Energy Information Administration apresentados na

Tabela 235, o consumo de energia elétrica no Texas em 2012 foi de 365,1TWh,

dos quais as residências responderam por 37,64% da demanda. O setor de

serviços representou 36,46% do consumo e as indústrias, 25,89%..

Tabela 235 – Consumo de energia elétrica no varejo do Texas, segundo tipo

de consumidor, em TWh: 2008-2012

Fonte: EIA (2013)

Na comparação com 2008, o consumo de eletricidade aumentou 5,2% em 2012.

O setor de serviços foi o que registrou a maior alta no consumo, passando de

113,47TWh, em 2008, para 133,1TWh em 2012, um incremento de 17,3%,

demonstrando que o estado tem resistido à crise financeira mundial. No caso da

indústria, observa-se uma redução das vendas no varejo, que não representa

uma queda da atividade econômica (como já fora demonstrado, o Texas cresceu

4,8% em 2012). Dentre os motivos que explicam esse comportamento, cita-se a

queda em 47% do preço da eletricidade do mercado atacadista, retraído

principalmente pela queda no preço do gás natural (31% mais barato), enquanto

a queda no preço do varejo ficou em torno de 10,7%894.

Já o consumo de energia elétrica residencial no Texas é significativamente

superior à média nacional devido ao alto uso de ar condicionado para meses de

verão e de equipamentos de calefação durante o inverno. Em 2011, houve o

verão mais quente da história para o estado, o que impulsionou o consumo para

892 Jolanda Prozzi, Ashley Dumais, Mike Cline, Lisa Loftus-Otway, Eleanor Seaborne “Texas Energy Sector: Past and Future (2011)”.

893 U.S. Energy Information Administration: Texas Profile Overview (2014).

894 2012 State of the Market Report for the ERCOT Wholesale Electricity Markets.

2008 2009 2010 2011 2012

Industrial 105,8 96,9 99,8 102,1 94,5

Residencial 127,7 129,8 137,2 145,7 137,4

Serviços 113,5 118,5 121,5 128,2 133,1

Outros 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Total 347,1 345,3 358,5 376,1 365,1

391

o setor895. No ano seguinte, quando os domicílios consumiram 137,41TWh,

houve estabilidade em comparação ao consumo registrado em 2010, retornando

a níveis de normalidade.

4.2. Estrutura do setor elétrico no Texas

4.2.1. Organização do setor elétrico de Texas

Para entender o setor elétrico atual do Texas e compará-lo ao da Califórnia,

Nova York e de Illinois, é necessário fazer um recorte histórico da liberalização

do mercado energético no estado. A reestruturação na legislação do Texas,

através da desregulação do mercado varejista de eletricidade, começou em 2002

e aplica-se somente às investor-owned utilites (IOUs) dentro da região

administrada pela ERCOT. As companhias municipais (Austin, San Antonio,

etc) e cooperativas rurais podem aderir ao mercado desregulado, mas não são

obrigadas a fazê-lo – as que rejeitam a opção são denominadas non-opt-in entities

(NOIEs). Até agora, nenhuma companhia municipal foi aberta ao mercado

competitivo896.

As IOUs foram separadas em empresas de geração atacadista, varejistas e

empresas de transmissão e distribuição. As geradoras no mercado atacadista

são companhias desreguladas proprietárias de plantas produtoras que vendem

eletricidade a comercializadores elétricos varejistas (Retail Electric Providers ou

REPs). As companhias de transmissão e distribuição (Transmission Delivery

Utilities ou TDUs) são reguladas e possuem as linhas elétricas por onde os

blocos de energia são despachados. Já as empresas voltadas ao segmento

varejista incluem os REPs que vendem eletricidade aos consumidores finais.

A criação de REPs foi a aposta da Public Utility Commission of Texas (PUC) para

criar um ambiente competitivo nos preços da energia. Para incentivar e acirrar

acompetição, a PUC criou o “preço a bater”, um preço mínimo para vendas de

eletricidade a residências e pequenos comerciantes que varejistas já

estabelecidos eram obrigados a oferecer. Dessa forma, competidores podiam

oferecer eletricidade a um preço mais baixo se quisessem. O mecanismo

utilizado tentava evitar que empresas que já possuíssem uma estabilidade de

mercado freassem a emergência de novos competidores ao baixarem

demasiadamente os preços, inviabilizando novos varejistas no mercado.

Quando os novos competidores alcançavam uma posição segura, a PUC

gradualmente reduzia o “preço a bater” até que um número significativo de

varejistas pudesse definir os preços em um mercado aberto897. A prática foi

895 ERCOT “2012 energy use in ERCOT region down nearly 3 percent from 2011” (2013).

896 Public Utility Commission of Texas “Alphabetical Directory of Retail Electric Providers” (2013).

897 The Texas Economy: Competitive Electricity Markets in Texas: a Primer (2012).

392

extinta em 2007, permitindo que os varejistas estipulassem preços livres, não

subsistindo tarifas reguladas para o consumidor final nas áreas cobertas por

IOUs.

Nas regiões da ERCOT, a geração é predominantemente competitiva. Em 2013,

73% da energia elétrica foi gerada por agentes privados, 16% por entidades

municipais e 12% por cooperativas898.

A Operação do Sistema e a propriedade das linhas de transmissão são

realizadas por entidades separadas, as ISOs (Independent System Operator) e as

RTOs (Regional Transmission Organization), a fim de quebrar a verticalização

integrada das companhias899. A transmissão na maior parte do Texas é

administrada pela ERCOT, que funciona como operadora independente do

sistema (ISO). Ela controla uma rede que cobre 75% da área do estado do Texas

e 85% da carga, abastecendo 23 milhões de consumidores. A Western Electricity

Coordinating Council (WECC) é a entidade responsável por coordenar a

interligação no Oeste americano e está presente no extremo oeste do estado. A

Southwest Power Pool (SPP) é a operadora regional de transmissão (RTO) no

norte e nordeste do Texas, presente também no Kansas, Arkansas e outros

estados. Por fim, a Midcontinent Independent System Operator (MISO), no centro-

leste do estado, garante também o despacho da eletricidade para outros 15

estados900.

A distribuição inclui as linhas com voltagem inferior a 69KV e é representada

pelas TDUs, proprietárias dos ativos de transmissão regulados pela PUC.

Quanto à comercialização, há atuação de diversos REPs, que estão proibidos

por lei de possuírem plantas geradoras e devem comprar eletricidade no

atacado para atender à demanda dos consumidores901. Há 186 varejistas

certificados e mais de 1.100 agentes no mercado elétrico do Texas902

Nem todas as áreas do Texas são abertas ao mercado livre. A PUC negou a

competição varejista para consumidores de companhias como a pública El Paso

Electric por considerar que não existe concorrência adequada no mercado

atacadista para que os varejistas possam atuar de forma satisfatória.

898 Public Utility Commission of Texas: Convergence of Wholesale and Retail Markets: The Texas Experience (2014).

899 Window on State Government: Texas Comptroller of Public Accounts Electricity (2008).

900 FERC Electric Power Markets: Midcontinent (MISO).

901 Texas Energy Efficiency: Industry Overview (2011).

902 ERCOT Quick Facts (08/2014).

393


No Texas, além de entidades federais comuns aos estados americanos, já citadas

na seção da Califórnia, existem instituições estaduais que foram criadas para

zelar pelo bom funcionamento do setor elétrico.

a) Public Utility Commission of Texas (PUC)903 é a reguladora das companhias

elétricas do estado e implementa a legislação necessária para a segurança do

setor elétrico, oferecendo assistência aos consumidores na resolução de

reclamações. Dessa forma, a PUC regula as taxas e serviços de transmissão e

distribuição que operam onde há um mercado competitivo, além das

investor-owned utilites (IOUs) em que a competição não ocorreu. Companhias

municipais são reguladas por agências locais e conselhos das próprias

cidades.

b) Electric Reliability Council of Texas (ERCOT)904 é a responsável por

administrar o fluxo de energia elétrica. Como uma operadora independente

do sistema (ISO) para o Texas, a ERCOT atua ainda por garantir a liquidação

financeira no mercado atacadista e por administrar a troca de

comercializadores varejistas em áreas onde há um mercado competitivo.A

ERCOT é regulada pela PUC com a supervisão do poder Legislativo do

Texas905. A rede de interligação da entidade é uma das três que integram a

NERC, cujo papel já foi explicitado na seção da Califórnia.

c) Texas Public Power Association (TPPA)906 é a representante dos interesses de

fornecedores públicos de eletricidade no estado, incluindo companhias

municipais e algumas cooperativas elétricas. A TPPA destaca-se por ser um

canal em que os membros podem influenciar a formulação de diretrizes na

política energética, afetando o comportamento da indústria pública de

eletricidade. Assim, há uma assistência a problemas mútuos e intercâmbio

de ideias e experiências.


A desregulação do mercado atacadista no Texas ocorreu em 1995, a PUC, então,

adotou regras para facilitar o uso eficiente da rede elétrica por todos os agentes

de mercado. Em 1999, o Legislativo exigiu que o mercado varejista fosse aberto

à competição em 2002, dessa forma a ERCOT foi criada em 1996 para garantir o

acesso imparcial e operar o despacho.

Segundo Susan F. Tierney (2008), o mercado atacadista no Texas foi projetado

em conjunto com o mercado varejista através de uma série de políticas

903 Public Utility Commission of Texas: About PUCT (2013).

904 ERCOT: About ERCOT (2005).

905 Public Utility Commission of Texas: History of Electric Deregulation in ERCOT (2012).

906 TPPA: About TPPA (2014).

394

executadas para garantir que todos os participantes de mercado pudessem ter

acesso indiscriminado ao sistema907. Por essa linha, a ERCOT possui tanto a

responsabilidade pelo atacado como pelo varejo.

O mercado atacadista da ERCOT pode ser dividido em spot, do dia seguinte e

bilateral.O mercado do dia seguinte908 corresponde a compradores e

vendedores dispostos a negociar a entrega física de eletricidade para o dia

seguinte, sujeitos às normas de segurança da rede e outras restrições. A energia

é otimizada com serviços complementares e Direitos de Receita por

Congestionamento. Dessa forma, há uma plataforma para cobrir os custos de

congestionamento no dia seguinte ao dia de operação, além de instrumentos

para mitigar os riscos de volatilidade dos preços no tempo real. O mercado spot

ocorre em tempo real909. A ERCOT despacha de forma instantânea para suprir a

demanda enquanto supervisiona a geração e transmissão. O Despacho Restrito

Econômico de Segurança (DRES, que é a avaliação das ofertas do mercado em

tempo real para gerar eletricidade ao menor custo possível, calcula os preços

marginais locacionais (PMLs).

O mercado bilateral910 envolve contratos entre companhias geradoras (resource

entitites) e entidades servidoras de carga , que podem ser fornecedores

elétricos, companhias municipais e cooperativas. A programação dessa energia

comprada e vendida por meio dos acordos é reportada à ERCOT através de

entidades programadoras qualificadas denominadas QSEs. As QSEs devem

representar geradoras, vendedores e compradores de energia no mercado

bilateral e LSEs. Portanto, todos os geradores e LSEs devem ser representados

por uma QSE, que deve informar à ERCOT o acordo de contratos privados no

mercado bilateral.

A indústria eletrointensiva do Texas tem acesso ao mercado atacadista podendo

inclusive fazer ofertas de preços para reduções momentâneas da carga.

Principalmente composto por grandes industriais, o grupo de consumidores

capazes de alterar a carga em resposta a uma instrução da ERCOT são

enquadrados como “Load Resources” (LRs). Os LRs podem participar do

mercado spot DRES ( e aportar reservas de operação na ERCOT através dos

mercados de serviços auxiliares – criados para garantir segurança no sistema

elétrico. Nos mercados da ERCOT, o valor de uma redução de carga dos LRs

corresponde a um aumento na geração disponível. Os LRs no SCED apresentam

ofertas para “vender” energia a um preço dado e são instruídos pela ERCOT a

reduzirem a carga se os preços atacadistas forem iguais ou superiores a esses

907 Public Utility Commission of Texas: Convergence of Wholesale and Retail Markets: The Texas Experience (2014).

908 ERCOT Day-Ahead Market (2005).

909 ERCOT Real-Time Market (2005).

910 Window on State Government: The Electricity Market (2008).

395

níveis. Os LR recebem um pagamento por capacidade, independentemente de

terem reduzido a carga, e precisam ser registrados na ERCOT como resource

entities e representados por uma QSE911. São resource entities, por exemplo, a

Dow e a Exxon Mobil. Do ponto de vista físico a redução de carga dos grandes

consumidores costuma se dar pelo acionamento de grupos geradores que estas

industrias costumam manter em suas instalações por questões de

confiabilidade. Uma vez ligada a geração própria o consumo de energia da rede

cai imediatamente.

O desempenho econômico favorável tem trazido grandes preocupações ao

operador do sistema (ERCOT), que administra uma diferença cada vez menor

entre oferta e picos de demanda. Há uma série de mobilizações recentes, como a

tentativa de remunerar plantas geradoras pela disponibilidade de energia

futura – em contrapartida ao modelo atual, que só remunera a energia

efetivamente vendida –, bem como de estabelecer limites de preços mais altos

para este mercado. Essas ações têm desagradado os grandes industriais, que

lançaram críticas severas.

A Figura 77 mostra como ocorrem as transações bilaterais entre os agentes no

mercado elétrico do Texas.

Figura 77: Operações bilaterais no mercado atacadista do Texas

Fonte: Texas Comptroller of Public Accounts (2008)

911 ERCOT: Load Resource Participation in the ERCOT Markets (2005).

396

O mercado varejista é caracterizado pela ampla concorrência entre os agentes,

com preços não-regulados desde 2002. No entanto, em áreas operadas por

companhias municipais e cooperativas existe regulação pública das tarifas

cobradas decorrente da ausência de competição no atacado que inviabilizaria

preços competitivos no varejo e prejudicaria os consumidores.


Em 2008, a ERCOT abandonou o mercado por zonas e adotou um mercado com

preços nodais. Neste mercado, há um cálculo dos custos de transmissão para a

geração em mais de 4.000 pontos de entrega no estado912. Os preços nodais

encorajam uma redução dos custos de geração e transmissão por expor bolsões

em que a eletricidade é mais cara, sinalizando mazelas.

Os preços médios da eletricidade, tanto dentro como fora da área de

desregulação, diminuíram de 2010 a 2012. No entanto, texanos em áreas

desreguladas pagaram consistentemente mais pela energia que os texanos de

área com tarifas reguladas913. Nos 10 anos anteriores à lei de desregulação, os

consumidores residenciais pagavam 6,4% abaixo da média nacional; nos 10

anos após a lei, os texanos pagavam 8,5% acima da média nacional, sinalizando

uma inversão de tendência.

As contas de eletricidade incluem diversas taxas914, dentre elas uma taxa básica

(fixa, aplicada mensalmente e independente do consumo), cobranças correntes

(taxas correntes para o serviço elétrico conforme estabelecido nos termos de

contrato, incluindo impostos e taxas), custos de transmissão, geração,

comercialização, etc.


No Texas, as companhias que vendem eletricidade no mercado varejista estão

sujeitas a tributações em suas receitas brutas de vendas. Essas companhias

devem recolher impostos estaduais ou locais de vendas e repassar o valor

correspondente ao Texas Comptroller of Public Accounts. Há dois tipos de tributos

principais:

a) Imposto Misto de Receitas Brutas em Eletricidade (MGRT)915

O MGRT é exigido de cada companhia no Texas que realiza vendas de

eletricidade em uma cidade com população superior a 1.000 habitantes. As

912 Window on State Government: The Electricity Market (2008).

913 Deregulated Electricity in Texas: a history of retail competition (2012).

914 Public Utility Commission of Texas: Utili-Facts (Charges on Your Electric Bill) (2013).

915 Texas Tax Information for Retail Sellers of Electricity (2012).

397

taxas dependem da população do município em que a energia é entregue e são

as seguintes:

0,581% do total da receita bruta em cidades com uma população entre

1.000 e menor que 2.500 habitantes;

1,07% do total da receita bruta em cidades com uma população entre

2.500 e menor que 10.000 habitantes;

1,997% do total de receita bruta em cidades com uma população superior

a 10.000 habitantes.

b) Tributação Pública de Receitas Brutas em Eletricidade (PUCA)916

A PUCA é exigida de cada companhia elétrica, fornecedora varejista e

cooperativa elétrica que abastece o consumidor final no Texas, equivalente a

0,1667% da renda bruta obtida.

Existem ainda impostos estaduais e locais917. Os impostos estaduais sobre as

vendas correspondem a 6,25% do preço de venda da eletricidade, mas o uso

residencial está isento desse percentual. As taxas locais são variáveis, mas, em

conjunto, não podem ultrapassar 2% do preço da energia. A combinação de

impostos estaduais e locais não pode exceder 8,25% deste preço.

No que diz respeito aos subsídios, além do Renewable Portfolio Standard (RPS),

há uma série de incentivos às renováveis impulsionados pelo governo. O Fundo

de Tecnologia Emergente do Texas (FTET) foi criado em 2005 para dar ao Texas

uma vantagem em pesquisa, desenvolvimento e comercialização de tecnologias

emergentes. Até a data, o TETF forneceu mais de US$ 46 milhões para projetos

de energia renovável, abrangendo células solares, biocombustíveis, baterias

avançadas, etc918.

A vanguarda do Texas na geração eólica do estado pode ser explicada tanto

pelo enorme potencial de geração, o maior dos Estados Unidos, segundo a

American Wind Energy Association (AEWEA), como pelo papel fundamental que

o RPS de 1999 exerceu ao encorajar o desenvolvimento de energia eólica no

Texas919.

Também existem projetos municipais de fomento à energia solar, como em

Austin, que fornece um empréstimo para a instalação de equipamentos de

calefação solar nas residências920. A geração de biomassa costuma ser gerada





920 Database of State Incentives for Renewables & Efficiency Texas: Austin Energy – Residential Solar Loan Program (2012).

398

pela própria indústria e tem recebido subsídios do governo junto com os

biocombustíveis através do TETF. O Estado também isenta de impostos

companhias exclusivamente dedicadas à geração, venda ou instalação de

energia solar e eólica de uma série de impostos, além de oferecer empréstimos

para financiar reequipagens energéticas em prédios públicos.

399

5. QUEBEC – CANADÁ

Québec é a maior das dez províncias canadenses, com uma área de 1.667.441

km2 e uma população total que alcançou os 8,1921 milhões de habitantes em

2009.

O PIB do Québec, CA$ 357,5 bilhões em 2012, representa 19,5% do PIB

canadense, e se destaca assim como o segundo maior do país depois da

província do Ontário922.

Na Tabela 236, observa-se certo recuo do PIB real do Québec em 2009, de -1,4%,

reflexo da crise financeira internacional que começou em 2008. Em 2010, o

crescimento voltou alcançando 2,5%, mas voltou a cair gradualmente até 1,7%

em 2011 e 1% em 2012.

No período considerado, de 2008 a 2012, houve um leve aumento de 0,7% no

PIB per capita, passando de US$ 31.306 em 2008 a US$ 31.540 em 2012. Destaca-

se uma queda no PIB per capita de 1,7% em 2009, devido à contração do PIB

real mencionada previamente. No mesmo período, o PIB per capita do Québec

permanece abaixo da média canadense que alcança US$ 37.159 em 2012923. Na

cena internacional, ele é comparável ao de países como o Japão, a França ou a

Itália924.

Tabela 236: Crescimento do PIB real e PIB per capita, Québec: 2008-2012

Fontes: Ministère de l’Économie et des Finances du Québec (2013) e The Conference Board of

Canada (2014)

5.1. Sistema elétrico do Québec

O sistema elétrico do Québec é quase integralmente público e operado pela

Hydro-Québec, cujo único acionista é o estado do Québec. A empresa é

dividida em quatro segmentos: i) a Hydro-Québec Production, responsável pela

geração; ii) a Hydro-Québec TransÉnergie, responsável pela transmissão; iii) a

Hydro-Québec Distribution, responsável pela distribuição; e iv) a Hydro-

Québec Équipement, responsável pela concepção e a manutenção dos ativos de

921 Institut de la Statistique du Quebec (2014).

922 Statistique Canada (2014).

923 The Conference Board of Canada (2014).

924 The Conference Board of Canada (2014) e Gouvernement du Québec (2014).

2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento % PIB real 1 -1,4 2,5 1,7 1


2005)31.306 30.772 31.161 31.382 31.540


(2008 ano-base = 100)100 98,29 99,53 100,23 100,73

400

geração e de transmissão. Com um imenso potencial hídrico925, Québec se

impôs como o quarto maior produtor de hidroeletricidade do mundo, atrás da

China, do Brasil, e dos Estados Unidos (o resto do Canadá chegando em quinta

posição)926. Assim, a Hydro-Québec Production satisfaz o mercado interno

fornecendo à Hydro-Québec Distribution um volume anual fixo de 165 TWh no

chamado Heritage Pool a um preço determinado pelo governo (detalhado mais

adiante), e ainda exporta quantidades significativas de energia elétrica para os

Estados Unidos.

A grande maioria dos consumidores estão ligados através da rede transmissão

integrada da Hydro-Québec TransÉnergie, representada na Figura 78. Porém,

existem redes autônomas abastecidas por pequenas térmicas e administradas

pela Hydro-Québec Distribution para alcançar consumidores geograficamente

isolados.

925 O Québec totaliza aproximadamente 500 000 lagoas e 4500 rios, cobrindo 12% do seu território.

926 Ministère de l’Économie et des Finances du Québec (2013).

401

Figura 78: Grandes equipamentos do sistema elétrico quebequense

. Fonte: Hydro-Québec (2010)


Na Tabela 237, observa-se que a matriz elétrica da província de Québec é

predominantemente hídrica. As fontes hidroelétricas representaram 90,4% da

capacidade instalada total de 42,5 GW em 2013. Dentro desse cenário, a fonte

térmica permanece marginal com 4,2%, seguida pela capacidade instalada

eólica (3,8%) e nuclear (1,6%). Esses dados são da base estatística do governo do

Canadá (Statistics Canada) e a capacidade de geração para o ano de 2012 não

estava disponível para consulta. Assim, a Tabela 237 considera o intervalo de

2008 a 2013, excetuando o ano de 2012.

402

Tabela 237: Capacidade instalada segundo fonte em Québec, GW: 2008-2013

Fonte: Statistics Canada (2013)

De 2008 a 2013, a capacidade instalada em Québec cresceu apenas 1,7%. As

companhias públicas responderam por 85% da capacidade instalada para o ano

de 2013. O restante é de responsabilidade de companhias privadas de

eletricidade e indústrias (estabelecimentos que não integram a indústria de

geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica). São os

empreendimentos privados os principais responsáveis pela expansão da

capacidade de geração eólica observada no período. As alterações na

capacidade termoelétrica é explicada pela desativação de turbinas

convencionais a vapor. Por outro lado, houve um pequeno aumento da geração

termoelétrica em plantas com turbinas a combustão, que não conseguiu

compensar a queda da capacidade das turbinas a vapor.

O parque de geração da Hydro-Québec é composto por 60 usinas hidrelétricas e

26 térmicas. Como se pode observar na Tabela 238, 26 das 60 hidrelétricas têm

grandes reservatórios e quatro delas têm uma potência instalada superior a

2000 MW. O parque é relativamente antigo e quase todas as centrais estão

amortizadas, o que explica em parte a modicidade tarifária no Québec.

Tabela 238: Dez maiores usinas hidrelétricas no Québec

Fonte: Hydro-Québec (2014)

Além disso, um complexo hidrelétrico chamado La Romaine (1550 MW) está

em construção no rio do mesmo nome, envolvendo investimentos estimados a

FONTE 2008 2009 2010 2011 2013

Hídrica 38,2 (91,4%) 38,4 (91,0%) 38,4 (91,0%) 38,2 (91,8%) 38,4 (90,4%)

Térmica 2,5 (6,0%) 2,5 (6,0%) 2,3 (5,5%) 1,8 (4,3%) 1,8 (4,2%)

Nuclear 0,7 (1,7%) 0,7 (1,6%) 0,7 (1,6%) 0,7 (1,7%) 0,7 (1,6%)

Eólica 0,4 (0,9%) 0,6 (1,4%) 0,8 (1,9%) 0,9 (2,2%) 1,6 (3,8%)

Total 41,8 (100%) 42,2 (100%) 42,2 (100%) 41,6 (100%) 42,5 (100%)

Nome TipoPotência

instalada (MW)

Ano de inicio de

operação

Robert-Bourassa Reservatório 5616 1979-1981

La Grande-4 Reservatório 2779 1984-1986

La Grande-3 Reservatório 2417 1982-1984

La Grande-2-A Reservatório 2106 1991-1992

Beauharnois Fio d’água 1853 1932-1961

Manic-5 Reservatório 1596 1970-1971

La Grande-1 Fio d’água 1436 1994-1995

René-Lévesque Fio d’água 1244 1975-1976

Bersimis-1 Reservatório 1178 1956-1959

Jean-Lesage Fio d’água 1145 1965-1967

403

CA$ 6,5 bilhões daqui a 2020. O projeto é composto de quatro centrais

alimentadas por reservatórios que produzirão 8 TWh por ano.

O parque de usinas térmicas da Hydro-Québec Production conta apenas duas

centrais de 411 MW e 162 MW ligadas à rede principal. Trata-se de centrais

térmicas a gás que operam na ponta, uma delas funcionando exclusivamente

durante o inverno. As 24 termoelétricas restantes somam 131 MW. São

pequenas centrais a diesel administradas pela Hydro-Québec Distribuição que

têm como propósito alimentar comunidades ligadas a redes isoladas.

Em 2012, conforme a recomendação da Hydro-Québec, o governo do Québec

decidiu abandonar a reforma da central nuclear de Gentilly-2. Foi estimando

que ela não seria rentável visto que os seus custos seriam relativamente altos

em um contexto de excedente de energia hidrelétrica e de baixos preços de

mercado para a exportação.

Além das suas próprias instalações, a Hydro-Québec compra a totalidade da

produção de 15 parques eólicos pertencendo a produtores independentes, e

também dispõe de quase a totalidade da produção da usina hidrelétrica de

Churchill Falls (5.428 MW). Segundo o contrato assinado em 1969, que acaba

em 2041, entre a Hydro-Québec e a Churchill Falls Labrador Company

(CFLCo), a CFLCo deve disponibilizar para a Hydro-Québec uma capacidade

firme de 4.100 MW durante o inverno e de 3.860 MW durante o verão.

5.1.2. Geração

A geração de energia elétrica na província de Québec foi de 198,9 TWh em 2012,

sendo que a Hydro-Québec Production gerou 171,4 TWh (86%). Do total,

conforme a Tabela 239, a fonte hídrica foi responsável por 96,5% e a térmica por

somente 0,9%. As fontes nucleares e as eólicas totalizaram 2,1% e 0,5% da

geração, respectivamente.

Tabela 239: Geração de energia elétrica da província de Québec, por fonte, em

TWh, 2008-2012


De 2008 a 2012, a geração elétrica em Québec cresceu 2,7%. As fontes

hidrelétricas continuaram a gerar mais de 95% da energia provincial, enquanto

as termoelétricas responderam, em média, por 1%. As fontes eólicas

apresentaram o maior crescimento na geração entre 2008 e 2012, de 66,7%,

FONTE 2008 2009 2010 2011 2012

Hídrica 187,9 (97,0%) 189,4 (96,4%) 177,4 (96,2%) 189,7 (96,7%) 192,0 (96,5%)

Térmica 1,6 (0,8%) 2,2 (1,1%) 1,9 (1,0%) 1,9 (1,0%) 1,7 (0,9%)

Nuclear 3,6 (1,9%) 3,6 (1,8%) 3,6 (2,0%) 3,5 (1,8%) 4,2 (2,1%)

Eólica 0,6 (0,3%) 1,3 (0,7%) 1,5 (0,8%) 1,0 (0,5%) 1,0 (0,5%)

Total 193,7 (100%) 196,5 (100%) 184,4 (100%) 196,1 (100%) 198,9 (100%)

404

principalmente por iniciativas do setor privado que expandiram a capacidade

de geração. Já as nucleares geraram entre 1,8% e 2,1% da eletricidade total.

Além da sua própria produção, a Hydro-Québec adquire energia elétrica

adicional por meio de compras de curto prazo e licitações. Isto significa que

pequenos produtores independentes realizam ofertas econômicas por contratos.

Assim, ela conta com 59 contratos de fornecimento de longo prazo aprovados

pela Régie de l’Énergie, os mais importantes sendo assinados com a hidrelétrica

de Churchill Falls, com 23 parques eólicos, com quatro pequenas centrais

hidrelétricas e com 11 centrais de cogeração de biomassa de produtores

independentes, dos quais a Hydro-Québec compra a quase totalidade da

produção.

O sistema de transmissão do Québec é interligado com as outras províncias

canadenses e com os Estados Unidos. Assim, como observado na Tabela 240,

Québec é considerado um exportador líquido de energia aos Estados Unidos.

No entanto, o estado recebe mais carga de outras províncias que entrega, ou

seja, nacionalmente, Québec é dependente da geração de outras localidades.

Esse índice de “recebimentos” e “entregas” é denominado como transferências

interprovinciais.

Tabela 240: Importações, exportações e transferências interprovinciais de

energia elétrica em Québec, em TWh: 2008-2012



A transmissão da energia elétrica no Québec é administrada pela divisão da

Hydro-Québec chamada Hydro-Québec TransÉnergie. Como se observa nas

Tabela 241 e Tabela 242, no final de 2013, a rede de transporte de energia

elétrica tinha 33.613 km de linhas, 516 subestações e interconexões permitindo

trocas de eletricidade com as províncias atlânticas, o Ontário e o Nordeste dos

Estados-Unidos. As suas tarifas, condições de serviço e investimentos são

aprovados pela Régie de l’Énergie, que garante um acesso não-discriminatório à

rede, de acordo com a regulação norte americana em vigor. As tarifas são

fixadas segundo o custo do serviço.

2008 2009 2010 2011 2012

Exportação aos EUA 17,5 18,6 17 19,9 24

Importação dos EUA 1,4 1,1 2,5 0,4 0,1

Recebimentos CAN 37,6 29,4 36,6 34,8 34,3

Entregas CAN 7 7,2 6 6 8,4

405

Tabela 241: Rede de transmissão da Hydro-Québec TransÉnergie - 31 de

dezembro 2013


Tabela 242: Interconexões com as redes das províncias vizinhas e dos Estados

Unidos - 31 de dezembro de 2013


A Hydro-Québec está atualmente finalizando as negociações com respeito a sua

participação em um projeto de linha de transmissão subterrânea e sub-fluvial

de 530 km entre o Québec e Nova York chamado Champlain Hudson Power

Express. Tem como objetivo fornecer energia elétrica para a cidade de Nova

York.

Com respeito à distribuição e a comercialização, a divisão responsável é a

Hydro-Québec Distribuição. Em 2013, a rede de distribuição tinha 114 843 km

de linhas e numerosos centros de distribuição. Ela explora também uma

hidrelétrica, 24 térmicas, 272 km de linhas de transmissão e 11 subestações que

alimentar as redes autônomas.

Para satisfazer à demanda, a Hydro-Québec Distribuição se apoia nos 165 TWh

fornecidos cada ano pela Hydro-Québec, que são complementadas por

contratos de fornecimento de longo prazo e compras nos mercados de curto

prazo.

TensãoNúmeros de

subestaçõesLinhas em Km

765 kV e 735 kV 39 11 422

±450 kV DC 2 1 218

315 kV 67 5 409

230 kV 54 3 197

161 kV 43 2 125

120 kV 218 6 909

menos de 69 kV 93 3 333

Total 516 33 613

Redes vizinhas Para importações (MW) Para exportações (MW)

Nova York 1 100 1 999

Ontário 1 970 2 735

Nouvelle-Angleterre 2 170 2 275

Nouveau-Brunswick 785 1 029

Terre-Neuve et Labrador 5 150 0

406

No que cabe às perdas, em 2009, as foram são estimadas 13,9 TWh dos 165 TWh

do Heritage Pool.927 A base de estatística do governo do Canadá atribui a

chamada “energia inalocada”, um valor elétrico que inclui perdas nas linhas de

transmissão ou eventuais diferenças em medição, etc. A Tabela 243 a seguir

demonstra as cargas de energias inalocadas de 2008 a 2012.

Tabela 243 - Volume de energia inalocada na província de Québec, em TWh:

2008-2012


5.1.4. Consumo

A energia elétrica é a forma de energia mais consumida no Québec,

representando 39,7% do consumo total de energia em 2011, mais do que o

petróleo, com 38,1%928. Com 20.730 kWh per capita em 2012, Québec é o terceiro

lugar do mundo onde se consome mais energia elétrica por habitante, depois da

Islândia e da Noruega929. Isso é explicado e pela difusão do uso de aquecimento

elétrico na província, pelas tarifas baixas e pela presença de uma indústria

altamente consumidora de energia.

Em 2012, o consumo total de energia elétrica em Québec alcançou 167,6 TWh. O

setor industrial é responsável por 61,4% do consumo total em 2012. Há presença

histórica de indústrias que consomem muita energia elétrica como de alumínio

e papel. O consumo dos clientes residenciais foi de 62,9 TWh em 2012, ou 37,5%

da demanda para o ano. Segundo a Hydro-Québec, o aquecimento elétrico é

responsável pela a metade do consumo doméstico. Em 2010, observa-se que o

consumo residencial caiu e isso afetou a demanda elétrica total, apesar da

recuperação de mineradoras e manufatureiras. Isso ocorreu porque o inverno

daquele ano foi ameno, com temperaturas acima da média histórica.

A demanda residencial é influenciada sobretudo por mudanças na temperatura.

Já a demanda industrial é mais sensível a variações do PIB ou a desvalorizações

cambiais. O dólar canadense começou a apreciar-se a partir de 2009, por efeitos

da crise econômica e esse cenário perdurou nos anos seguintes. A cotação de

2009 somente foi atingida novamente em 2014 (USD 1 = CAN 1,1). Com queda

da indústria, há arrefecimento do consumo elétrico. O consumo das “demais

indústrias” foi mais estável que o de mineradoras e manufaturas.

927 Hydro-Québec, 2009.



2008 2009 2010 2011 2012

Energia inalocada 12,4 13,9 17 14,7 15,4

407

Analisando a Tabela 244, o setor de agricultura consumiu 1,8 TWh e apresentou

estabilidade no período. Entre 2008 e 2012, o consumo elétrico caiu 4,6% em

Québec.

Tabela 244: Consumo de energia elétrica em Québec, segundo tipo de



A Tabela 245 demonstra o consumo do próprio setor energético na província de

Québec. O valor inclui as perdas dos produtores de eletricidade e outros

ajustes. Essa modalidade específica de consumo foi separada das outras para

evitar a impressão de variações importantes na demanda dos demais clientes

finais.

Tabela 245 - Consumo do setor energético em Québec, em TWh: 2008-2012


5.2. Estrutura do setor elétrico no Québec

5.2.1. Organização do setor elétrico

O sistema elétrico do Québec é quase integralmente público e operado pela

Hydro-Québec, cujo único acionista é a província de Québec desde 1981. No

final dos anos 1990, na esteira das mudanças dos mercados elétricos no mundo,

a província do Québec operou uma reforma de seu setor elétrico. Assim, foi

criada em 1997 uma agência reguladora e fiscalizadora chamada Régie de

l’énergie, e a Hydro-Québec, que até então era uma empresa integrada

verticalmente, passou por um processo de desverticalização resultando na

criação das Hydro-Québec Production, Hydro-Québec TransÉnergie, Hydro-

Québec Distribution e Hydro-Québec Équipement. O intuito dessa

reestruturação era satisfazer a FERC Order 888, que estabelece os requerimentos

de reciprocidade para obter a licença de participação nos mercados abertos de

eletricidade dos Estados Unidos, onde a Hydro-Québec poderia vender seus

excessos de capacidade a preços de mercado. Para que essa mudança não

prejudicasse o consumidor quebequense e ele continuasse beneficiando de uma

tarifa baixa e estável, o projeto de Lei 116 veio alterar o Loi sur la Régie de

Consumidor 2008 2009 2010 2011 2012

Residencial 61,2 (34,8%) 62,8 (37,5%) 60,0 (35,9%) 63,3 (37,4%) 62,9 (37,5%)

Mineração e Manufatura 73,8 (42,0%) 66,7 (39,7%) 69,0 (41,3%) 68,1 (40,2%) 66,4 (39,6%)

Outras indústrias 38,8 (22,1%) 36,5 (21,7%) 36,3 (21,7%) 36,0 (21,3%) 36,5 (21,8%)

Agricultura 1,9 (1,1%) 1,9 (1,1%) 1,8 (1,1%) 1,8 (1,1%) 1,8 (1,1%)

Total 175,7 (100%) 167,9 (100%) 167,1 (100%) 169,2 (100%) 167,6 (100%)

2008 2009 2010 2011 2012

Consumo do setor 20,1 19,2 16,5 21,4 17,7

408

l’énergie (Bill 116, junho 2000) criando o Heritage Pool o qual será detalhado mais

adiante.


a) O ministério da energia e dos recursos naturais do Québec tem como missão

principal definir a política energética do Québec. O debate articula-se ao

redor de três temas centrais que são: a eficiência e a inovação energéticas, as

energias renováveis e os hidrocarbonetos. Com respeito à eficiência e

inovação energéticas, o Bureau de l'efficacité et de l'innovation

énergétiques (BEIE) do ministério tem vários programas de financiamento e

de conselhos técnicos e administrativos direcionados aos consumidores

residenciais e outros.

b) A Hydro-Québec é uma empresa cujo único acionista é o governo do

Québec. Suas responsabilidades e seu funcionamento estão definidos pela

lei Loi sur Hydro-Québec. Além disso, as suas tarifas são submetidos a uma

regulação administrada pela Régie de l’Énergie.

c) A Loi sur Hydro-Québec define as atividades da empresa e em particular a

sua missão e as suas regras de governança. Segundo ela, a empresa tem

como propósito fornecer energia e atuar nas áreas de pesquisa, produção de

energia, transporte e economia de energia assim como em todas as áreas

ligadas a energia. Ela deve, entre outras obrigações, garantir o fornecimento

anual dos 165 TWh do Heritage Pool ao mercado quebequense tal como foi

definido pela Régie de l’énergie.

d) A Régie de l’Énergie é um organismo de regulação econômica cuja missão é

garantir a conciliação entre o interesse público, a proteção do consumidor e

um tratamento equânime do transportador e da distribuidora. Ela favorece o

atendimento das necessidades energéticas em uma perspectiva de

desenvolvimento sustentável e de equidade no plano individual como no

plano coletivo. Nesse âmbito, ela fixa ou modifica as condições e as tarifas

de transmissão e de distribuição da energia elétrica, assim como as tarifas de

fornecimento, transporte distribuição e armazenagem do gás natural. As

tarifas são fixadas ou modificadas favorecendo medidas ou mecanismos

para incentivar a melhora do desempenho do transportador e a

distribuidora de energia elétrica e gás natural e o atendimento das

necessidades dos consumidores. A Régie de l’Énergie trata também das

queixas dos consumidores insatisfeitos com as decisões tomadas pelo

distribuidor de energia elétrica ou gás natural, em relação a aplicação das

tarifas ou condição de serviço.


O mercado interno é abastecido exclusivamente pela Hydro-Québec e conta

com 4,1 milhões de clientes, divididos em três categorias de consumidores: i) os

409

consumidores residenciais e rurais (3,8 milhões em 2012); ii) os consumidores

comerciais e institucionais (314.895 em 2012); e iii) os consumidores industriais

(188 em 2012).

À época da reestruturação do setor elétrico nos anos 90, o Québec criou o

Heritage Pool, através do qual a Hydro-Québec Production deve fornecer para a

Hydro-Québec Distribution um bloco fixo de energia elétrica de 165 TWh/ano,

ou seja 89% da energia consumida em 2011, a uma tarifa fixada de 2,79

CA$/MWh, que pode ser reduzida pelo governo.

Toda a energia elétrica produzida Hydro-Québec Production pela além dos 165

TWh do Heritage Pool é vendida no Québec em licitações da Hydro-Québec

Distribution e fora do Québec nos mercados atacadistas do Nordeste do

continente americano.

Na prática, a Hydro-Québec Production também aproveita seu enorme

potencial hidrelétrico para realizar a arbitragem através de transações de

compra e venda de energia nos mercados vizinhos. A Hydro-Québec vende a

maior parte de sua energia no verão, quando a demanda doméstica é baixa e os

preços no mercado do nordeste dos Estados Unidos são compensadores. O

Québec ainda compra o excesso de energia de Ontário durante a noite, quando

os preços são baixos e vende energia para Ontário durante o dia, quando a

demanda e os preços são maiores.

Como foi mencionada, a Hydro-Québec compra energia elétrica de outras

geradoras, sendo em grande maioria da hidrelétrica de Churchill Falls, em

Terra Nova e Labrador. O caso da usina de Churchill Falls é bastante particular.

O ponto crucial para a construção desta usina era a obtenção de um mercado

seguro para o consumo da energia produzida. Depois de se ter considerado o

Nordeste dos Estados Unidos, pareceu mais interessante geograficamente e

estrategicamente vender para o Québec. Assim em 1969 foi assinado um

contrato entre a Hydro-Québec e a Churchill Falls Labrador Company (CFLCo),

segundo o qual a CFLCo deveria disponibilizar para a Hydro-Québec uma

capacidade firme de 4.100 MW durante o inverno e de 3.860 MW durante o

verão. Da geração aproximada de 34.500 GWh por ano da usina, a Hydro-

Québec compraria aproximadamente 31.500 GWh, ou seja 90% da energia

produzida, por um preço de venda fixo e não sujeito a indexação, definido

segundo de observa na Tabela 246.

410

Tabela 246: Preço da energia de Churchill Falls

Os 31.500 GWh fornecidos pela Churchill Falls representam aproximadamente

18% dos 165 TWh do Heritage Pool. Assim a Hydro-Québec Production realiza

ganhos econômicos: pela diferença de preços entre o contrato de 1969 e o preço

do Heritage Pool; pelas operações de arbitragem com os mercados vizinhos e

pela venda do excedente de geração em relação às obrigações do Heritage Pool.

Cabe mencionar que existem algumas controvérsias sobre o fato da Hydro-

Québec ser mais favorecida pelos termos do contrato assinado com a CFLCo.

Dentro desses, pode-se destacar a cláusula de renovação automática e o fato da

tarifa ser mantida fixa durante toda sua vigência. Após os 44 anos cumpridos

do contrato inicial, o estabelecido é que ele será renovado automaticamente sob

as mesmas condições comerciais por mais 25 anos, até o vencimento no ano de

2041. Durante toda sua vigência, o preço da energia deve ser mantido em CA$

2,30 por MWh, valor que já na década de 1960 era considerado barato em

comparação a outras fontes e que foi corroído pela alta da inflação no Canadá

nos anos 70.


A Régie de l’Énergie como regulador e fiscalizador do setor é responsável por

fixar as tarifas da energia elétrica. Para isto, segundo o Loi sur la Régie de

l’Énegie, as tarifas devem considerar os custos de transmissão, distribuição e

aquisição de energia, além de uma rentabilidade razoável para os

departamentos da Hydro-Québec. A Tabela 247 detalha a composição da tarifa.

Tabela 247: Composição da tarifa de energia elétrica no Québec

Fonte. The price of electricity in Quebec: Reconciling conflicting views (p. 49).

Período CA$/MWh

Primeiros cinco anos 2,7734

Seguintes cinco anos 2,711

Seguintes cinco anos 2,6591

Seguintes 10 anos 2,5449

Até o fim do contrato 2,3787

411

As tarifas de energia são revisadas todo ano e ajustadas segundo os custos de

fornecimento de energia projetados, diferentemente dos preços de compra da

energia elétrica do Heritage Pool. Elas têm duas características principais, sendo

a primeira a sua uniformidade por categoria no território do Québec todo930, e a

segunda o seu uso como meio de promoção industrial.

Neste sentido, existem 15 tarifas diferentes classificadas em 4 categorias de

consumidores, que são os consumidores domésticos e rurais, os negócios

pequenos, os negócios médios e os negócios grandes. Na Tabela 248 são

apresentadas as tarifas principais por cada grupo.

Tabela 248: Tarifas básicas de Hydro-Québec (antes da aplicação dos cargos

fixos e por demanda)

Fonte. Distribution Tariff, Hydro-Quebec, Efetivas, a partir de abril 2013.

No cenário mundial, essas tarifas são extremamente baixas e governo as utiliza

do Québec para atrair indústrias que impactem positivamente na economia da

província. Visto que todo aumento no consumo tem um impacto no preço

médio da energia para todos os consumidores, devido ao custo da energia “não

heritage”, o governo se reserva o direito de aprovar a outorga de tarifas “L” ou

tarifas especiais, inclusive para a renovação de contratos, dependendo do

impacto do projeto industrial na economia local, criação de empregos e

riqueza931.


Os impostos e encargos sobre a energia elétrica no Québec são muito reduzidos.

Como é descrito na Tabela 249, só se aplicam a taxa sobre produtos e serviços e

a taxa de venda. Os impostos se aplicam apenas na tarifa residenciais já que

para o setor não residenciais, eles são recuperáveis.

930 Exceto para as redes autônomas de distribuição situadas acima do 53º paralelo.

931 Ministère des Ressources naturelles et de la Faune (2006).

412

Tabela 249: Taxas sobre energia elétrica no Québec

A Hydro-Québec aplica as suas tarifas de maneira equitativa dentro de uma

categoria de consumidores, ou seja os clientes que têm as mesmas

características de consumo e que apresentam os mesmos custos de serviço para

a empresa são submetidos a parâmetros tarifários similares. Assim, não existe

tarifa social no Québec. Contudo, segundo o artigo 52.1 da Loi sur La Régie de

l’Énergie, existe um subsídio cruzado entre as diferentes categorias de

consumidores em favor dos consumidores residenciais como um todo.

Taxa Alíquota Aplicação

RESIDENCIAL

Taxa sobre produtos e serviços (TPS) 5% Conta de base

Taxa de venda do Québec 9,50% Conta de base + TPS

GERAL (NÃO-RESIDENCIAL)

Taxa sobre produtos e serviços (TPS) 5% Conta de base (recuperável)

Taxa de venda de Québec 9,50% Conta de base + TPS (recuperável)

INDUSTRIAL

Taxa sobre produtos e serviços (TPS) 5% Conta de base (recuperável)

Taxa de venda do Québec 9,50% Conta de base + TPS (recuperável)