UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ

DANIELLE MARTINS

METODOLOGIA PARA PREVISÃO DOS MONTANTES DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO POR PONTO DE CONEXÃO COM A REDE

BÁSICA

CURITIBA

2007

DANIELLE MARTINS

METODOLOGIA PARA PREVISÃO DOS MONTANTES DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO POR PONTO DE CONEXÃO COM A REDE

BÁSICA

CURITIBA

2007

Trabalho de Graduação apresentado à

disciplina Projeto de Graduação do Setor de

Tecnologia da Universidade Federal do

Paraná.

Orientador: Odilon Luís Tortelli, Msc.

Co-Orientador: Alexandre Rasi Aoki, Dsc.

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RESUMO

As mudanças ocorridas a nível mundial nos últimos anos trouxeram a necessidade de reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro. Após a implantação de leis e decretos, em meados de 2000, surgia o novo modelo do Setor Elétrico. Porém, este modelo não foi muito eficiente, acarretando no racionamento de energia no ano de 2001. Com isso, novas mudanças foram feitas, chegando ao modelo vigente. Para evitar o erro do modelo implantado até 2000, medidas foram tomadas para que esta transação ocorre-se sem danos maiores. Alguma destas medidas expiraram e novas medidas tiveram de ser implantadas para a adequação ao modelo atual. Uma destas medidas é a contratação dos Montantes de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) por Ponto de Conexão com a Rede Básica, que nada mais é do que a quantidade de energia que cada distribuidora deve contratar para suprir sua demanda num espaço de 3 anos. Esta contratação hoje é feita com informações volúveis e desatualizadas e sem nenhum tipo de algoritmo reproduzível, ficando apenas na sensibilidade do projetista. Este projeto trás o desenvolvimento de uma metodologia que visa a implementação de um programa que calcule estes montantes a partir de dados de entrada, utilizando o programa ANAREDE para a determinação dos fluxos de potência trocados em cada ponto de conexão com a rede básica. Com estes fluxos, determina-se a demanda e, consequentemente, os montantes que devem ser contratados.

Palavras-chave: Setor Elétrico Brasileiro. MUST. ANAREDE. Fluxo de Potência.

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LISTA DE ILUSTRAÇÕES

FIGURA 1 MODELO NACIONAL INTEGRADO......................................6FIGURA 2 MODELO ÁREA INTEGRADA...............................................6FIGURA 3 MODELO GERAÇÃO/TRANSMISSÃO CENTRALIZADA....7FIGURA 4 MODELO COM CONCORRÊNCIA NA GERAÇÃO...............7FIGURA 5 MODELO TRANSMISSÃO CENTRALIZADA........................8FIGURA 6 MODELO POOL COMPETITIVO...........................................9FIGURA 7 ESQUEMA DO FUNCIONAMENTO DO MERCADO DE ELETRICIDADE.....................................................................................30FIGURA 8 DIAGRAMA DAS INSTITUIÇÕES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.........................................................................................32FIGURA 9 ARQUIVO PAR.....................................................................44FIGURA 10 ARQUIVO DE ENTRADA PARA O PROGRAMA ANAREDE

45FIGURA 11 ARQUIVO DE SAÍDA DO PROGRAMA ANAREDE..........46FIGURA 12 REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA DO FLUXO DE INFORMAÇÕES.....................................................................................48FIGURA 13 PARES DE FEVEREIRO/08 E JULHO/08..........................51FIGURA 14 PAR TUDO/08.....................................................................53FIGURA 15 TOPOLOGIA FEVEREIRO.................................................54FIGURA 16 EXECUTÁVEL DO MÊS-PAR DE FEVEREIRO.................55FIGURA 17 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE MARÇO..................................................................................................55FIGURA 18 TOPOLOGIA ABRIL...........................................................56FIGURA 19 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE ABRIL.....................................................................................................57FIGURA 20 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE MAIO......................................................................................................58FIGURA 21 TOPOLOGIA JUNHO.........................................................59FIGURA 22 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE JUNHO...................................................................................................60FIGURA 23 EXECUTÁVEL DO MÊS-PAR DE JULHO.........................60FIGURA 24 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS PAR DE FEVEREIRO...........................................................................................61FIGURA 25 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE MARÇO..........62FIGURA 26 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE ABRIL.............62FIGURA 27 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE MAIO..............63FIGURA 28 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE JUNHO...........63FIGURA 29 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS PAR DE JULHO. . .64

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FIGURA 30 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS PAR DE FEVEREIRO65

FIGURA 31 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE MARÇO............66FIGURA 32 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE ABRIL...............67FIGURA 33 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE MAIO................68FIGURA 34 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE JUNHO.............69FIGURA 35 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS PAR DE JULHO.....70FIGURA 36 RELATÓRIO GERAL DO MÊS PAR DE FEVEREIRO......71FIGURA 37 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE MARÇO......................71FIGURA 38 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE ABRIL.........................71FIGURA 39 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE MAIO..........................72FIGURA 40 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE JUNHO.......................72FIGURA 41 RELATÓRIO GERAL DO MÊS PAR DE JULHO...............72FIGURA 42 PREVISÃO DE MONTANTES DE USO ENTRE DOIS PARES....................................................................................................73

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LISTA DE TABELAS

TABELA 1 LIMITES DE ATUAÇÃO NO MERCADO BRASILEIRO DE ENERGIA ELÉTRICA............................................................................24TABELA 2 PRINCIPAIS MUDANÇAS NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.........................................................................................35TABELA 3 PLANILHA DE CARGA MENSAL POR BARRAMENTO....50TABELA 4 ARQUIVO TOPOLOGIA......................................................52

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LISTA DE SIGLAS

ACR Ambiente de Contratação Regulada

ACL Ambiente de Contratação Livre

ANAREDE Programa de Análise de Redes

ANEEL Agencia Nacional de Energia Elétrica

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CCON Comitê Coordenador da Operação Norte/Nordeste

CCT Contrato de Conexão de Transmissão

CEA Certificados de Energia Assegurada

CEGB Central Electricity Generating Board

CEPEL Centro de Pesquisa de Energia Elétrica

CMSE Comitê de Monitoramento de Setor Elétrico

CNAEE Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica

CNE Comissão Nacional de Energia

CNPE Conselho Nacional de Política Energética

CUST Contrato de Uso do Sistema de Transmissão

DIT Demais Instalações de Transmissão

DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica

EPE Empresa de Pesquisa Energética

EWPP Power Pool

GCOI Grupo Coordenador da Operação Interligada

MAE Mercado Atacadista de Energia

MME Ministério de Minas e Energia

MRE Mecanismo de Realocação de Energia

MUST Montantes de Uso do Sistema de Transmissão

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NETA New Electricity Trading Arrangements

OFFER Office of Electricity Regulation

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PAR Plano de Ampliação e Reforços

PIEE Produtores Independentes de Energia

PURPA Public Regulatory Policy Act

SIN Sistema Interligado Nacional

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SUMÁRIO

FIGURA 1 MODELO NACIONAL INTEGRADO 6.................................V FIGURA 2 MODELO ÁREA INTEGRADA 6...........................................V FIGURA 3 MODELO GERAÇÃO/TRANSMISSÃO CENTRALIZADA 7V FIGURA 4 MODELO COM CONCORRÊNCIA NA GERAÇÃO 7..........V FIGURA 5 MODELO TRANSMISSÃO CENTRALIZADA 8...................V FIGURA 6 MODELO POOL COMPETITIVO 9.......................................V FIGURA 7 ESQUEMA DO FUNCIONAMENTO DO MERCADO DE ELETRICIDADE 30..................................................................................V FIGURA 8 DIAGRAMA DAS INSTITUIÇÕES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO 32......................................................................................V FIGURA 9 ARQUIVO PAR 44.................................................................V FIGURA 10 ARQUIVO DE ENTRADA PARA O PROGRAMA ANAREDE 45..........................................................................................V FIGURA 11 ARQUIVO DE SAÍDA DO PROGRAMA ANAREDE 46......V FIGURA 12 REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA DO FLUXO DE INFORMAÇÕES 48.................................................................................V FIGURA 13 PARES DE FEVEREIRO/08 E JULHO/08 51.....................V FIGURA 14 PAR TUDO/08 53................................................................V FIGURA 15 TOPOLOGIA FEVEREIRO 54.............................................V FIGURA 16 EXECUTÁVEL DO MÊS-PAR DE FEVEREIRO 55............V FIGURA 17 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE MARÇO 55.........................................................................................V FIGURA 18 TOPOLOGIA ABRIL 56......................................................V FIGURA 19 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE ABRIL 57...........................................................................................V FIGURA 20 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE MAIO 58.............................................................................................V FIGURA 21 TOPOLOGIA JUNHO 59.....................................................V FIGURA 22 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE JUNHO 60..........................................................................................V FIGURA 23 EXECUTÁVEL DO MÊS-PAR DE JULHO 60.....................V FIGURA 24 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS PAR DE FEVEREIRO 61.......................................................................................V FIGURA 25 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE MARÇO 62......V FIGURA 26 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE ABRIL 62.........V FIGURA 27 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE MAIO 63..........V FIGURA 28 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE JUNHO 63.......V FIGURA 29 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS PAR DE JULHO 64

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FIGURA 30 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS PAR DE FEVEREIRO 65 V FIGURA 31 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE MARÇO 66.......VI FIGURA 32 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE ABRIL 67..........VI FIGURA 33 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE MAIO 68...........VI FIGURA 34 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE JUNHO 69........VI FIGURA 35 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS PAR DE JULHO 70VI FIGURA 36 RELATÓRIO GERAL DO MÊS PAR DE FEVEREIRO 71. VI FIGURA 37 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE MARÇO 71.................VI FIGURA 38 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE ABRIL 71...................VI FIGURA 39 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE MAIO 72.....................VI FIGURA 40 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE JUNHO 72..................VI FIGURA 41 RELATÓRIO GERAL DO MÊS PAR DE JULHO 72..........VI FIGURA 42 PREVISÃO DE MONTANTES DE USO ENTRE DOIS PARES 73...............................................................................................VI TABELA 1 LIMITES DE ATUAÇÃO NO MERCADO BRASILEIRO DE ENERGIA ELÉTRICA 24.......................................................................VII TABELA 2 PRINCIPAIS MUDANÇAS NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO 35....................................................................................VII TABELA 3 PLANILHA DE CARGA MENSAL POR BARRAMENTO 50

VII TABELA 4 ARQUIVO TOPOLOGIA 52................................................VII

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INTRODUÇÃO ......................................................................................... 1 1. REESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO .................................... 3

1.1 INTRODUÇÃO ................................................................................ 3 1.2 NOVOS CONCEITOS PARA ENERGIA ELÉTRICA E SERVIÇOS (FERNANDES,2004) ............................................................................. 3 1.3 MODELOS DE MERCADOS DE ENERGIA ELÉTRICA (BITU, R; BORN, P, 1993) ..................................................................................... 5

1.3.1 MODELO 1 - NACIONAL INTEGRADO ....................................................... 5 1.3.2 MODELO 2 - ÁREA INTEGRADA ............................................................... 6 1.3.3 MODELO 3 - GERAÇÃO / TRANSMISSÃO CENTRALIZADA .................... 6 1.3.4 MODELO 4 - CONCORRÊNCIA NA GERAÇÃO ......................................... 7 1.3.5 MODELO 5 - TRANSMISSÃO CENTRALIZADA ......................................... 7 1.3.6 MODELO 6 - POOL COMPETITIVO ............................................................ 8

1.4 VISÃO GERAL SOBRE A REESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO ............................................................................................ 9

1.4.1 REESTRUTURAÇÃO DO SETOR NO CHILE (FERNANDES, 2004) ....... 10 1.4.2 REESTRUTURAÇÃO DO SETOR NO REINO UNIDO (FERNANDES, 2004) 11 1.4.3 REESTRUTURAÇÃO DO SETOR NA NORUEGA (FERNANDES, 2004) 12 1.4.4 REESTRUTURAÇÃO DO SETOR NOS ESTADOS UNIDOS (FERNANDES, 2004) .......................................................................................... 13

1.5 REESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ....... 14 1.5.1 EVOLUÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO .................................. 14 1.5.2 INÍCIO DA REESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO . 20

1.5.2.1 Formação do Preço do Mercado de Curto Prazo ............................... 26

1.5.2.2 Formação do Preço do Mercado de Longo Prazo ............................... 26

1.5.2.3 Tarifas de Transmissão ....................................................................... 27

1.5.3 O NOVÍSSIMO MODELO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ............. 28 1.5.3.1 Instituições do Novíssimo Modelo do Setor Elétrico ........................... 32

2. MONTANTE DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO - MUST ... 36 2.1 CONTRATOS INICIAIS ................................................................. 36 2.2 MONTANTE DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO – MUST (ARAÚJO, 2001 - LEITE, 2004) .......................................................... 38

2.2.1 REDE BÁSICA .......................................................................................... 38 2.2.2 PONTO DE CONEXÃO .............................................................................. 39 2.2.3 PREVISÃO DE CARGA .............................................................................. 40

3. METODOLOGIA PARA PREVISÃO DOS MONTANTES DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO POR PONTO DE CONEXÃO COM A REDE BÁSICA ....................................................................................... 42

3.1 METODOLOGIA ............................................................................ 42 3.1.1 FLUXO DE POTÊNCIA .............................................................................. 43 3.1.2 ANAREDE ................................................................................................... 43 3.1.3 DADOS DE ENTRADA ............................................................................... 46 3.1.4 PROCESSAMENTO ................................................................................... 47

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3.1.5 EXEMPLO DE APLICAÇÃO ....................................................................... 48 3.1.5.1 Arquivo Março ...................................................................................... 48

3.1.5.2 Arquivo Abril ......................................................................................... 49

3.1.5.3 Arquivo Junho ...................................................................................... 49

4. RESULTADOS ................................................................................... 50 4.1 DADOS DE ENTRADA .................................................................. 50

4.1.1 PLANILHA DE CARGA MENSAL POR BARRAMENTO ........................... 50 4.1.2 ARQUIVOS DO PLANO DE AMPLIAÇÃO E REFORÇOS (PAR) ............. 50 4.1.3 ARQUIVO TOPOLOGIA ............................................................................. 51 4.1.4 ARQUIVO PAR TUDO ................................................................................ 52

4.2 PROCESSAMENTO ...................................................................... 53 4.2.1 TOPOLOGIA FEVEREIRO ......................................................................... 54 4.2.2 TOPOLOGIA ABRIL ................................................................................... 55 4.2.1 TOPOLOGIA JUNHO ................................................................................. 58

4.3 SAÍDAS ......................................................................................... 60 4.3.1 RELATÓRIO POR BARRAS CA ................................................................ 61 4.3.2 RELATÓRIO POR CIRCUITO CA .............................................................. 64 4.3.3 RELATÓRIO GERAL .................................................................................. 70

5. CONCLUSÃO .................................................................................... 74 5.1 CONCLUSÕES ............................................................................ 74

REFERÊNCIAS ..................................................................................... 75 BIBLIOGRAFIAS CONSULTADAS ...................................................... 78

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1

INTRODUÇÃO

Nas últimas décadas, as mudanças na economia mundial têm sido grandes

e constantes. A tendência destas mudanças tem sido a diminuição da atuação do

Estado como o empresário e a inserção participação da iniciativa privada,

principalmente, nos setores de infra-estrutura.

Devido ao grande, constante e exigente crescimento da demanda, os países

que optaram pela reestruturação de seu setor elétrico se viram obrigados a iniciar

um processo de segregação das atividades que, até então, eram centralizadas numa

corporação só. Todos os serviços envolvidos no setor, sendo eles geração,

transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, tiveram de ser

separados.

No decorrer dos anos, muitas mudanças foram feitas, porém, não foram

suficientemente eficientes, pois, em 2001, quando o novo modelo do setor elétrico

estava sendo implementado, ocorreu um racionamento de energia nas regiões

Sudeste, Nordeste, Centro-Oeste e parte da região Norte.

Após a mudança de governo em 2003, novas mudanças foram realizadas.

Porém, desta vez, a transição entre os modelos seria realizada de forma gradual.

Uma das medidas tomadas foi através da formalização de Contratos Iniciais entre os

agentes de geração, concessionários de distribuição e comercializadores,

possibilitando assim a estruturação de um novo sistema de geração competitiva com

preços definidos a partir do mercado e não mais regulamentados pelo Estado.

Os Contratos Iniciais são os instrumentos contratuais que regulamentam a

transição de modelos, substituindo os contratos de suprimento e intercâmbio de

energia elétrica celebrados entre as geradoras e as distribuidoras, com a definição

dos montantes de energia que valeriam para todo o período do contrato. Estes

Contratos Iniciais tiveram validade até 31/12/2005, onde a compra de energia

passou a ser totalmente realizada através do MAE e de Contratos Bilaterais, ou seja,

as empresas distribuidoras ficaram responsáveis pela contratação do suprimento de

todo mercado a que atende.

O MUST – Montante de Uso do Sistema de Transmissão, nada mais é do

que a demanda que deve ser contratada, para um espaço de 3 anos, onde cada

distribuidora deve suprir o seu mercado, após o estudo de previsão de carga. O

2

MUST deve ser determinado para cada um dos pontos de conexão com a rede

básica do sistema.

A Rede Básica é uma parte neutra do sistema de transmissão responsável

pela interligação das usinas.

O Ponto de Conexão a ser considerado na contratação do suprimento é o

ponto de fronteira definido pela regulamentação e não necessariamente onde o

medidor estiver instalado.

Hoje já existem mecanismos que permitem o acompanhamento dos fluxos

de demanda que passam nas conexões das distribuidoras com a rede básica. Isto

gera a necessidade de uma metodologia para a implementação de um software que

permita uma projeção destas demandas, pois as distribuidoras têm contratado os

MUST por ponto de conexão através de tentativas empíricas.

Portanto, a metodologia apresentada nesse projeto representa uma

inovação tecnológica para as concessionárias, pois irá contribuir para o

aperfeiçoamento dos procedimentos de contratação dos MUST, tornando-os mais

rápidos, com um custo menor e com menos riscos para as distribuidoras.

3

1. REESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO

1.1 INTRODUÇÃO

Um crescente movimento de reestruturação e mudanças vêm ocorrendo na

economia mundial nas últimas décadas, que tem revelado a tendência da diminuição

da atuação do Estado como o empresário e a inserção participação da iniciativa

privada.

Com o processo de privatização da infra-estrutura iniciado na década de 90,

o setor de energia elétrica, que possui características de monopólio natural em

alguns setores, iniciou seu processo de reestruturação, quebrando os antigos

monopólios com a introdução de competição na fase da geração de energia elétrica.

Esta medida de introdução de novos produtores independentes de energia

seria uma estratégia para, além de melhorar o atendimento ao consumidor, já que as

estatais estavam incapacitadas de investir o necessário para o fornecimento de

eletricidade em termos de qualidade e disponibilidade, favorecê-lo no quesito preço

da energia.

Porém, para a viabilização deste processo de reestruturação, fez-se

necessário a segregação de todos os serviços envolvidos no setor, sendo eles

geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. Por se

tratar de uma situação diferente da anterior, muitas questões surgiram, como, por

exemplo, quais seriam as novas regras que regeriam o novo sistema, como se daria

a fiscalização, quanto cada usuário gera para atender sua carga e quanto o mesmo

usa da rede de transmissão, entre outras.

Mediante tudo o que foi previamente dito, este capítulo visa apresentar o

novo modelo do setor elétrico, fazendo um breve histórico da eletricidade no Brasil e

as reformas no mundo.

1.2 NOVOS CONCEITOS PARA ENERGIA ELÉTRICA E SERVIÇOS (FERNANDES,2004)

4

Devido ao grande, constante e exigente crescimento da demanda, os países

que optaram pela reestruturação de seu setor elétrico se viram obrigados a iniciar

um processo de segregação das atividades que, até então, eram centralizadas numa

corporação só.

Assim, o primeiro passo no processo de reestruturação foi a

desverticalização, fazendo-se a separação das atividades de geração e

comercialização, que são potencialmente competitivas, das atividades de

transmissão e distribuição, que são monopólios naturais e devem ser de livre acesso

(FERNANDES, 2004).

Com esse intuito, as empresas de energia elétrica foram separadas em:

- Geração: conversão em energia elétrica;

- Transmissão: transferência da energia da geração para as distribuidoras;

- Distribuição: disponibilização da energia para os consumidores;

- Comercialização: compra e venda da energia.

A operação do setor elétrico também teve de ser modificada. Com o

crescimento da importância do conceito de eficiência econômica, foi preciso o

esforço de engenheiros e economistas para se obter energia mais barata, com

melhores financiamentos e elevado grau de confiabilidade operacional

(FERNANDES, 2004).

Para isso, além da participação dos agentes de geração, transmissão,

distribuição e comercialização, foi necessária a participação de outros agentes, tais

como: operador do sistema, operador de mercado, regulador do mercado e

planejador do sistema.

O operador do sistema tem a função de garantir o funcionamento do sistema

elétrico de acordo com os padrões de qualidade e confiabilidade determinados. O

operador de mercado é o responsável por toda a organização da compra e venda de

energia elétrica entre os participantes. O regulador do mercado fica encarregado de

controlar preços de serviços de natureza monopolista, evitar eventuais abusos na

estrutura de custos, definir padrões de qualidade e critérios operacionais. O

planejador é o responsável pelos estudos de planejamento da expansão do sistema,

adequando a oferta de geração aos requisitos de demanda futura e confiabilidade do

sistema (FERNANDES, 2004).

Além dessa segregação nas empresas, outra separação fez-se necessária:

entre o produto energia elétrica e os seus serviços associados. Estes serviços são

5

chamados de ancilares e passam a ter uma remuneração adicional. Exemplos de

serviços ancilares são os de continuidade no suprimento da demanda, de regulação

de freqüência, de custos de manutenção, de controle de tensão, de geração de

potência reativa, de reserva girante, entre outros (FERNANDES, 2004).

E, tendo em vista toda essa mudança, é obrigação do consumidor conhecer

suas características, para estar ciente da sua capacidade de comprar energia

diretamente de geradores, indiretamente de comercializadores ou distribuidoras.

O país pioneiro neste processo de reestruturação foi o Chile (1982), seguido

da Inglaterra (1990) e Noruega (1990). No Brasil, este processo foi iniciou-se em

1995 com promulgação da Lei de Concessões e, a partir daí, muitas outras leis e

decretos surgiram com a finalidade de redefinir a estrutura organizacional da rede

elétrica e chegar à situação atual.

1.3 MODELOS DE MERCADOS DE ENERGIA ELÉTRICA (BITU, R;

BORN, P, 1993)

Há basicamente seis tipos de modelos de mercados. Alguns já se tornaram

arcaicos, outros, são utilizados até hoje e ainda há aqueles que são misturas destes

que serão apresentados.

De uma forma geral, é importante ressaltar que o modelo mais adequado

para cada país é aquele que melhor se adapta às condições locais, o que envolve

considerações de natureza técnica, econômica, social, política e conjuntural.

1.3.1 MODELO 1 - NACIONAL INTEGRADO

Este modelo pressupõe a existência de uma entidade prestadora dos

serviços de eletricidade que é responsável pela geração, transmissão, distribuição e

comercialização da energia elétrica.

Modelos deste tipo foram adotados na França, Itália, Países do Leste

Europeu, Portugal até 1990 e Inglaterra até 1989 (BITU, R; BORN, P, 1993).

6

FIGURA 1 MODELO NACIONAL INTEGRADO

1.3.2 MODELO 2 - ÁREA INTEGRADA

Neste modelo, existem empresas responsáveis exclusivas pela geração,

transmissão, distribuição e comercialização da energia elétrica em áreas

determinadas. Nessas áreas, vigora um monopólio completo de geração,

transmissão e distribuição. Podem existir intercâmbios entre as diversas empresas,

mas o consumidor somente pode ser abastecido pela empresa que atende sua área.

As áreas mencionadas podem corresponder a províncias, estados ou

regiões.

FIGURA 2 MODELO ÁREA INTEGRADA

Um modelo similar teve sua implementação iniciada no Brasil nos anos 70,

mas nunca chegou a se consolidar. O Canadá adota um modelo deste tipo. Esses

dois primeiros grupos de modelos vêm sofrendo modificações importantes,

principalmente na última década (BITU, R; BORN, P, 1993).

1.3.3 MODELO 3 - GERAÇÃO / TRANSMISSÃO CENTRALIZADA

7

Este modelo tem como característica principal a geração e transmissão

centralizada a nível nacional e regional, com a distribuição por área em regime de

monopólio (BITU, R; BORN, P, 1993).

FIGURA 3 MODELO GERAÇÃO/TRANSMISSÃO CENTRALIZADA

1.3.4 MODELO 4 - CONCORRÊNCIA NA GERAÇÃO

Este modelo é uma evolução do modelo anterior, em que se incentiva a

concorrência na geração. Dessa forma, empresas independentes de geração ou

autoprodutores podem fornecer energia elétrica às empresas distribuidoras, se seus

preços de venda forem inferiores aos da empresa de geração/transmissão

centralizada. Naturalmente, a energia vendida diretamente de geradores

independentes a empresas distribuidoras é onerada pelo pedágio de transmissão

pago à empresa central de geração e transmissão (BITU, R; BORN, P, 1993).

FIGURA 4 MODELO COM CONCORRÊNCIA NA GERAÇÃO

1.3.5 MODELO 5 - TRANSMISSÃO CENTRALIZADA

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Este modelo tem como característica básica a livre concorrência na geração,

com uma transmissão nacional ou regional centralizada e uma distribuição por área

em regime de monopólio. A empresa de transmissão centralizada controla toda a

rede de transmissão, mas não tem a responsabilidade de comprar e vender toda a

energia. As empresas de geração podem vender diretamente às empresas de

distribuição e/ou aos grandes consumidores de energia elétrica (BITU, R; BORN, P,

1993).

A empresa de transmissão pode ser independente ou de propriedade de um

consórcio de empresas distribuidoras. Se existe participação de empresas geradoras

nos ativos da empresa de transmissão, serão necessários mecanismos de

regulamentação que garantam o acesso de todos os geradores, proprietários ou

não, à rede de transmissão (BITU, R; BORN, P, 1993).

FIGURA 5 MODELO TRANSMISSÃO CENTRALIZADA

1.3.6 MODELO 6 - POOL COMPETITIVO

Este modelo apresenta geração competitiva, transmissão nacional ou

regional e monopólios de distribuição por área. Sua característica principal é a

existência de uma entidade que controla a transmissão e a interconexão, bem como

é responsável pela otimização da operação e do planejamento da expansão (pool

competitivo). Essa entidade não comercializa, isto é, não compra ou vende energia

elétrica (BITU, R; BORN, P, 1993).

9

FIGURA 6 MODELO POOL COMPETITIVO

No modelo do Pool Competitivo, objetivo é obter o mínimo custo de

operação. As empresas de distribuição compram energia das empresas geradoras e

a distribuem aos consumidores finais, que também podem comprar energia

diretamente das empresas de geração. O sistema de transmissão pode se organizar

em uma única empresa, como no modelo anterior, ou se compor de ativos de

propriedade de diversas empresas, especializadas ou não em transmissão. Em

qualquer caso, os proprietários do sistema de transmissão terão direito a um

pedágio. O Pool garantirá o acesso de todos os produtores à rede de transmissão.

Um modelo deste tipo vem sendo utilizado na Inglaterra, com resultados

bastante satisfatórios.

1.4 VISÃO GERAL SOBRE A REESTRUTURAÇÃO DO SETOR

ELÉTRICO

A demanda por informações para fins gerenciais, contábeis ou não, segue o

ritmo das mudanças que estão ocorrendo nas organizações, causadas pela

globalização da economia, progressos tecnológicos, desenvolvimento das

comunicações, quebra de barreiras ideológicas e relações entre os povos. Essas

mudanças no ambiente externo provocam mudanças internas nas empresas e

tornam a atividade gerencial mais complexa. (VANZELLA, 2006)

10

Estas mudanças revelam a tendência da diminuição da atuação direta do

Estado nos vários setores econômicos, especialmente nos de infra-estrutura.

As principais razões que levam os países a buscarem a desestatização

estão associadas a questões políticas, sociais, econômicas, fiscais ou a uma

combinação dessas.

A reforma do setor elétrico é uma experiência internacional. Dentre os vários

países que passaram por esta fase, destacam-se o Chile, em 1982, sendo um dos

pioneiros; o Reino Unido, em 1990, introduzindo uma reforma mais radical; a

Noruega, em 1991, pela sua característica fortemente hidráulica como a do Brasil e

os Estados Unidos, em 1992, pela grande dimensão do seu parque instalado.

1.4.1 REESTRUTURAÇÃO DO SETOR NO CHILE (FERNANDES, 2004)

A indústria elétrica chilena foi operada pelo setor privado [?] até 1970. No

período de 1970 a 1973 ocorreu uma quase total estatização do setor através da

atuação das empresas Endesa e Chilectra, respectivamente, com maior atuação na

geração e distribuição. No final da década de 1970, o Chile iniciou o processo de

privatização, que durou aproximadamente 10 anos, sendo o primeiro país a

privatizar o seu setor elétrico (FERNANDES, 2004).

As principais ações realizadas para o processo de privatização foram:

desverticalização das empresas, abertura das redes de transporte para todos os

agentes mediante pagamento de pedágio, participação dos consumidores no

financiamento da expansão, criação de um planejamento indicativo e divisão de

mercado em: livre, no qual foi estabelecida a concorrência, e cativo, que

permaneceu regulado (FERNANDES, 2004).

O grau de intervenção do Estado foi reduzido, sendo que a Comissão

Nacional de Energia (CNE) determina as tarifas de distribuição, tendo como base a

estimativa de custos de uma empresa modelo, fixa as tarifas de transporte e realiza

o planejamento indicativo (FERNANDES, 2004).

As reformas chilenas conduziram inicialmente a um saneamento econômico

e financeiro do setor. Entretanto, o estabelecimento de um ambiente competitivo

ficou prejudicado devido ao grande poder de monopólio do principal agente chileno,

11

a Endesa, detentora de cerca de 25% da capacidade instalada do país

(FERNANDES, 2004).

1.4.2 REESTRUTURAÇÃO DO SETOR NO REINO UNIDO (FERNANDES, 2004)

A reforma mais significativa e radical do setor elétrico foi realizada no Reino

Unido. Até a década de 80, a indústria de energia elétrica inglesa era estatal. A

empresa CEGB (Central Electricity Generating Board) gerava e transmitia energia

elétrica para doze distribuidoras regionais, também públicas (FERNANDES, 2004).

Este setor verticalizado, em uma década foi separado em geração,

transmissão e distribuição. A segregação na geração da CEGB resultou no

surgimento de três empresas, sendo duas privadas de base térmica e uma pública,

com geração termonuclear. A transmissão também foi privatizada, transformada na

National Grid Company, assim como as doze distribuidoras regionais. O governo,

depois da privatização, passou a regular esta nova estrutura através da sua agência,

a OFFER (Office of Electricity Regulation). A fixação da tarifa era realizada sob um

sistema de leilão coordenado (FERNANDES, 2004).

O coração desta nova estrutura era o Power Pool – EWPP onde se

estabelecia o mercado de energia elétrica. Virtualmente todas as transações

passavam pelo EWPP, ou seja, o mesmo funcionava como um mercado de curto

prazo, onde os geradores lançavam ofertas de preços de energia para as

distribuidoras. Assim, a energia estava centralizada e todos os consumidores

podiam comprá-la, o que facilitava a competição e tentava forçar o estabelecimento

de preço justo (FERNANDES, 2004).

O objetivo dessa reforma era de oferecer maior competitividade e eficiência

ao setor, promovendo maiores benefícios para o consumidor. Porém, não foi isso o

que aconteceu. As empresas privadas elevaram os preços em 8% em 1992 e 20%

no ano seguinte, sem nenhuma justificativa econômica aceitável. O processo de

definição do preço estabelecido no pool era baseado em complexos algoritmos de

otimização, o que tornou infrutífero qualquer processo de auditoria (FERNANDES,

2004).

Assim, em 2001, teve início uma nova metodologia de despacho baseado

em arranjos físicos de transações bilaterais: o NETA (New Electricity Trading

12

Arrangements). Nesse modelo, o despacho central por ordem de mérito é

substituído por um mecanismo de auto-despacho onde os contratos bilaterais são

re-arranjados 24 horas antes da operação em tempo real, através de um sistema de

balanço de potência (FERNANDES, 2004).

1.4.3 REESTRUTURAÇÃO DO SETOR NA NORUEGA (FERNANDES, 2004)

A reestruturação do setor elétrico na Noruega também objetivou introduzir

concorrência na geração. Porém, a reforma apresentou a diferença básica de

manter a característica pública dos ativos elétricos (FERNANDES, 2004).

Antes da reforma, havia no mercado uma expressiva participação do agente

federal Stakraft, tanto na geração quanto na transmissão, além de algumas

companhias que eram somente geradores e de um grande número de pequenas

empresas municipais e estaduais, metade das quais eram verticalmente integradas

(FERNANDES, 2004).

Essa integração era marcada pelo fato de que as empresas optavam por

desenvolver seus próprios projetos ao invés de contratar energia já disponível,

sendo que os custos de construção das novas usinas eram desnecessariamente

repassados aos consumidores cativos através de contratos bilaterais casados (self-

dealing), encarecendo o preço final (FERNANDES, 2004).

Para corrigir essa falta de coordenação centralizada, desenvolveu-se, em

1971, um mercado de curto prazo para comercialização de energia secundária,

proveniente de um pool formado pelas maiores empresas de geração nacionais e

também por produtores da Suécia e Dinamarca. A maior importância da criação

desse mercado é a experiência adquirida, já que esta agilizou as reformas setoriais

posteriormente implantadas (FERNANDES, 2004).

A fim de incrementar a eficiência econômica e nivelar os preços praticados

nas diferentes partes do país, a reforma norueguesa optou, em um primeiro

momento, pela concentração do setor através da substituição das 359 empresas

existentes por 20 verticalmente integradas. Apesar de não ter conseguido

implementar, numa primeira etapa, essa concentração, devido às pressões

regionais, o governo federal, em 1990, através do Energy Act, redefiniu o papel dos

agentes e diferenciou as atividades concorrentes (geração e comercialização)

13

daquelas sujeitas ao monopólio natural (transmissão e distribuição) (FERNANDES,

2004).

O governo separou a estatal Statkraft em uma empresa de geração e uma

de transmissão, trouxe para si a operação do mercado de curto prazo existente e

criou um órgão regulador do setor. O restante da estrutura ficou inalterado

(FERNANDES, 2004).

A reforma introduziu um mercado atacadista que teve como um dos

principais objetivos a quebra dos contratos casados, fazendo com que os

distribuidores passassem a ter interesse em adquirir energia de suprimento mais

barata. Quanto à transmissão, a reforma garantiu o livre acesso a todas as redes,

por parte de qualquer agente setorial, sendo as tarifas estabelecidas pelo órgão

regulador (FERNANDES, 2004).

Dentre os resultados atingidos pela reforma podem-se destacar: o sucesso

da comercialização no mercado de curto prazo; a diversidade de geradores atuando

no mercado; a queda nos preços do pool; a opção por parte dos consumidores

eletro-intensivos de utilizar outras fontes de energia, quando o preço da mesma está

muito elevado, e a redução dos investimentos, dada a excessiva capacidade

instalada da Noruega (FERNANDES, 2004).

1.4.4 REESTRUTURAÇÃO DO SETOR NOS ESTADOS UNIDOS (FERNANDES,

2004)

Os EUA iniciaram o movimento de reforma do setor elétrico na década de

70. Desde então, os legisladores dos EUA procuram implementar o livre acesso à

rede, promover a entrada de novos agentes e incentivar a conservação de energia

(FERNANDES, 2004).

O setor elétrico norte-americano tem cerca de 750GW de capacidade

instalada, um grande número de concessionárias e uma diversidade regulatória

entre os diversos estados da federação (FERNANDES, 2004).

Em 1978, foi aprovada a Public Regulatory Policy Act – PURPA, que

estimulava a entrada de Produtores Independentes de Energia (PIEE). A partir do

PURPA, implementou-se o princípio do custo evitado, no qual as empresas dos EUA

só teriam autorização para construir novas usinas se o custo da obra fosse inferior

14

aos custos de aquisição de energia dos PIEE. Essa estratégia levou a um forte

crescimento de unidades geradoras. No entanto, não foi suficiente para reverter a

alta de preços de energia elétrica. Como medida para a reversão dessa tendência,

fez-se necessário abrir o mercado para os geradores independentes e promover a

concorrência na expansão de capacidade adicional de geração (FERNANDES,

2004).

Em 1992, com a edição do Energy Policy Act, houve uma grande abertura

no mercado e estabeleceu-se uma forte competição entre as concessionárias e os

PIEE cujos custos se mostraram sempre inferiores aos das concessionárias. Assim

as concessionárias iniciaram um processo de desverticalização (FERNANDES,

2004).

Em suma, apesar da diversidade regulatória regional dos EUA, pode-se

dizer que o aumento da eficiência econômica, a redução das tarifas finais e a

melhoria da qualidade do serviço têm sido buscados através de mecanismos que

estimulem a integração horizontal e a desverticalização (FERNANDES, 2004).

No entanto, apesar dos esforços para se obter estas melhorias técnicas e

econômicas, em 2003, sucedeu-se um blackout de grandes proporções na região

nordeste dos EUA, cuja restauração foi comprometida por falta de coordenação e

comunicação entre as áreas de controle (FERNANDES, 2004) e todas as demais

acima!

1.5 REESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

1.5.1 EVOLUÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

A eletricidade chegou ao Brasil no final do século XIX através da concessão

de privilégios para a exploração da iluminação pública concedida pelo Imperador D.

Pedro II a Thomas Edison. O serviço elétrico era oferecido livremente em termos de

capacidade de corrente e tipo de sinal. Porém, com a crescente utilização, surgiu a

necessidade de regulamentação como monopólio vertical, dando-se às empresas

uma área para gerar, transmitir e distribuir energia.

15

Na década de 30, começaram a surgir bases institucionais de influencia

estatal no setor de energia e um grande investimento em infra-estrutura, aliado ao

irreversível modelo de industrialização, justificaram a necessidade de uma legislação

federal para o setor elétrico. Até 1934, os serviços elétricos eram contratados de

concessionárias privadas, nacionais e estrangeiras ou eram prestados pela própria

prefeitura ao município. O marco no modelo de centralização da legislação sobre o

setor foi com a promulgação do Código das Águas em 1934, que tinha como

objetivos o aproveitamento racional da energia hidráulica, detalhando os critérios

para a exploração industrial das fontes hidrelétricas, e a fixação tarifária. A partir daí,

as concessões passaram a ser função do governo federal, onde o regime tarifário

era custo do serviço, que contemplava a remuneração do capital investido, mas não

atualizava a inflação (FERNANDES, 2004). As concessionárias ficavam sob o

controle do poder público técnico e financeiramente, sendo utilizadas para atingir

metas econômicas. Não havia mecanismos de incentivo à eficiência e a expansão

do sistema era definida de acordo com critérios políticos.

Por esses e outros motivos, muitas concessionárias não ampliaram seus

serviços e sistemas, provocando uma grave crise no abastecimento de energia na

década de 50.

Por esta época, o padrão de industrialização do país implicou na

necessidade de significativos investimentos públicos nas áreas de infra-estrutura e

indústrias de base, particularmente em atividades produtivas como energia elétrica

(VERDE, 2000).

Com a particularidade de ser caracterizado por um grande potencial

hidrelétrico e áreas continentais de atendimento, além de condições pluviométricas

favoráveis, o sistema elétrico brasileiro, a partir da Segunda Guerra Mundial, se viu

capaz de obter expressivos ganhos de produtividade com a utilização de um modelo

que, atendendo à crescente demanda por energia elétrica, apresentava custos reais

decrescentes e continuada melhoria de qualidade, com a implementação de grande

extensão de linhas de distribuição, construção de um sistema de transmissão

interconectado e a construção de grandes hidrelétricas, de forma a melhor aproveitar

as potencialidades oferecidas (VERDE, 2000).

Tal modelo foi solidamente alicerçado em investimentos públicos com a

geração e transmissão, em sua maioria a cargo do Governo Federal, através da

empresa estatal federal Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS,

16

instalada em 1963, e suas subsidiárias, e a distribuição de energia elétrica em mãos

de empresas de propriedade dos Governos Estaduais. É importante observar que,

neste modelo, a operação coordenada é um elemento indispensável para a

maximização da produção energética, devido ao fato de as usinas hidráulicas terem

reservatórios com capacidade plurianual de armazenamento de energia (VERDE,

2000).

Já, com relação à estrutura institucional, a partir de 1960, coube ao

Ministério das Minas e Energia – MME a gestão dos serviços públicos de energia

elétrica, com o Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE (até

1965, CNAEE – Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica) responsável pela

aplicação de políticas e diretrizes para a exploração destes serviços, e à

ELETROBRÁS, o papel de coordenadora do planejamento, holding das empresas

sob controle do Governo Federal, além de gestora dos recursos para a expansão do

setor (VERDE, 2000).

Do ponto de vista da regulação, o sistema elétrico brasileiro assentava-se

sobre o Código de Águas, com tarifas determinadas no custo de serviço. Cabia ao

DNAEE a aprovação das tarifas e verificação das condições do atendimento elétrico

efetuado pelas diferentes empresas (VERDE, 2000).

No que diz respeito a questões estratégicas, começava a surgir a questão

de tarifas e determinações de retornos dos investimentos. O custo do serviço era o

instrumento primordial para a definição das tarifas e da rentabilidade, e a sua

formulação foi completada apenas em 1957, por meio do Decreto-Lei 41019, que

conceituou o excesso ou insuficiência de remuneração.

Posteriormente, muitas modificações foram acrescentadas, mantendo-se,

porém, os critérios básicos. A equação desse importante instrumento compunha-se

da soma dos encargos relativos aos custos de capital e despesas operacionais.

Esse demonstrativo ocupava posição estratégica no planejamento das

tarifas. Permitia ao governo exercer o controle das variáveis básicas, como

investimento, mercado, despesas operacionais e as próprias tarifas. Despontava,

dentre as principais variáveis estratégicas, o mercado, considerado, de um lado, as

compras de energia e, de outro, as vendas aos consumidores industriais,

residenciais, comerciais e poderes públicos, dentre outros, respeitada a classificação

do mencionado Código de Águas.

17

Estabeleceram-se, posteriormente, conceitos parafiscais, como a reserva

global de reversão e a reserva global de garantia, que sobrevinham nos custos das

empresas e, portanto, na sua viabilidade. As tarifas eram definidas com base nesse

instrumento, mas exogenamente às empresas, pelo governo federal, por meio do

DNAEE, órgão fiscalizador do setor. Verificava-se, portanto, uma sistemática de

funcionamento do setor fortemente dirigido pelo Estado por meio do governo federal

subjugando a ação empresarial nesse setor. Eram normas, decretos e leis

determinantes da ação estatal restringidos por extensa regulamentação.

Essa regulamentação poderia ser considerada um fator de impedimento à

gestão das empresas e, principalmente, ao uso de instrumentos mais adequados e a

decisões mais articuladas em relação a objetivos empresariais e de expansão do

seu mercado, contribuindo na obtenção de consumidores de outras empresas

(ZILBER, 2003).

Os trinta anos que se seguiram ao final da Segunda Guerra desenharam

uma trajetória de grandes e contínuos sucessos quanto ao desenvolvimento da

indústria da eletricidade no Brasil. Do lado da oferta, a exploração de oportunidades

de economias de escala e de escopo promoveu a diminuição dos custos e a

melhoria da qualidade do serviço. Já do lado da demanda, a integração de

mercados motivava um crescimento na demanda, levando a novas oportunidades de

economias e de escopo.

Este processo levou à propagação da rede de eletricidade que foi,

lentamente, levando grande parte da população a ter acesso ao serviço. A utilização

de políticas tarifárias, onde auxílios cruzados procuravam facilitar o ingresso das

regiões mais pobres e dos grupos sociais de menor poder aquisitivo, completava

esse quadro, permitindo a difusão do uso da eletricidade.

Apesar da estrutura acima mencionada, na década de 70 o sistema elétrico

era composto de empresas totalmente verticalizadas (integradas pela geração,

transmissão e distribuição), empresas com a operação da geração e da transmissão

e empresas especializadas na distribuição. Porém, como um todo, o modelo

conservava uma característica de centralização da operação e de planejamento de

expansão.

No que diz respeito à tarifação, estas se basearam na adoção de uma tarifa

única para o país.

18

A partir do final da década de 70, o setor de infra-estrutura entra em

decadência com a crise de subinvestimentos das empresas estatais, motivado pela

falta de recursos disponível devido à crise do petróleo, que, devido à brusca e

acentuada elevação nos preços, provocou um grande abalo na economia mundial,

repercutindo duramente sobre o processo de crescimento econômico do país.

Nesse contexto, as fontes externas de financiamento recuaram, elevando-

se, consequentemente, as taxas de juros, impedindo assim os investimentos

necessários à reposição de máquinas e equipamentos desgastados e obsoletos no

parque industrial brasileiro.

O fracasso do Estado como prestador de serviços de energia resultou no

empobrecimento e decréscimo na capacidade elétrica do país, devido exatamente à

interferência política sobre as empresas estatais do setor, à baixa produtividade, à

equalização de preços em nível nacional e à prática de subsídios cruzados, as quais

contribuíram significativamente para um quadro de ineficiência alocativa e técnica

(VERDE, 2000).

O modelo implementado obteve sucesso até meados dos anos 80, na

medida em possibilitou a realização de crescentes e vultosos investimentos em

geração, transmissão e distribuição, até 1987, quando então os recursos investidos

começam a sofrer uma redução significativa, atingindo o nível mais baixo no ano de

1995.

É importante frisar que em 1973, quando o choque do petróleo estava na

eminência, a opção brasileira dirigiu-se para setores industriais eletro-intensivos. O

plano aprovado pelo governo em 1975 ignorava a grande transformação da

economia mundial e previa um crescimento na indústria e no consumo de energia

elétrica, levando ao desenvolvimento de grandes projetos, como a usina de Itaipu. O

esforço do setor público na sustentação da economia brasileira foi praticamente

isolado. O capital privado só investia nos serviços que lhe eram requisitados pelo

setor público. O capital estrangeiro era pouco. Tudo isso deixou o setor elétrico à

mercê das flutuações do mercado internacional.

Com a recessão econômica ocorrida em 1981 e 1983, as condições

financeiras do setor elétrico pioraram.

Diante deste quadro de indefinições quanto ao mercado de eletricidade –

sérias restrições financeiras e dependências empresariais (intervenções federais nos

negócios das empresas de eletricidade) – fizeram com que o setor se visse

19

conduzido a discutir a autonomia das empresas públicas, os instrumentos de

planejamento até então utilizados, questões institucionais e o próprio financiamento

do setor de energia elétrica.

O fato é que, no início da década de 90, o setor chegou a uma situação

ingovernável, apresentando níveis extremamente elevados de inadimplência intra-

setorial e para com as empresas privadas. Isto num setor que exige um grau de

coordenação muito acentuado, para fazer valer as vantagens técnicas de sistema

interligado (VERDE, 2000).

Por esses motivos, a reforma do setor foi estruturada a partir de duas

diretrizes básicas: permitir uma rápida retomada da expansão da oferta e assegurar

o abastecimento a longo prazo, tendo como prioridade o fornecimento de energia

com qualidade satisfatória e preço justo. Tendo em mente essas diretrizes, optou-se

pela adoção de um mercado competitivo como meio mais adequado para atingir os

objetivos desejados (FERNANDES, 2004).

Com a Constituição de 1988, inaugurou-se um novo período na história

brasileira, onde a participação do Estado nos setores de infra-estrutura ficou

restringida, dando lugar a um novo modelo institucional, onde a eletricidade passaria

a ser vista como um produto que poderia ser negociado no mercado, com a previsão

da participação ativa da iniciativa privada. Porém, pensando que poderia haver

abusos na condução da atividade econômica pelos agentes privados, estabeleceu-

se a função regulatória sobre os mercados.

Esta função se justifica tanto pelo fato de haverem falhas estruturais como

pelo interesse coletivo na prestação dos serviços essenciais. O papel desenvolvido

pelos agentes reguladores pode ser entendido como de caráter normativo-mediador,

contendo os interesses dos usuários, dos agentes econômicos e das autoridades

públicas.

Para que a eletricidade se tornasse mercadoria atraente, foi preciso separar

os diversos setores do sistema: geração, transmissão, distribuição e

comercialização. Cada segmento deveria ser disputado no mercado, seja através de

compra de concessão e da manutenção desta, seja por fatia do mercado a ser

suprido (VERDE, 2000).

Logo, para que este mercado existisse, as empresas deveriam ser

reestruturadas. A reestruturação nada mais é do que um arranjo comercial para

20

vender energia, ou seja, separando e abrindo estruturas integradas da indústria e

introduzindo a competição e a escolha (VERDE, 2000).

Visando a reestruturação, vários estudos foram realizados no início da

década de 90. Consultores estrangeiros foram contratados em meados de 1995 para

um estudo global e profundo que servisse de base para uma proposta que

delineasse um novo quadro institucional para o setor elétrico.

A proposta apresentada pelos consultores Coopers & Lybrand, em 1997, foi

a de privatizar as empresas elétricas e implementar um modelo que introduzisse a

competição no mercado de eletricidade, tendo o governo como regulador,

formulador de políticas e fiscalizador do setor, deixando a operação e os novos

investimentos do sistema com a iniciativa privada.

O relatório emitido não recomendou a livre negociação de energia no

mercado de curto prazo. Devido às características estruturais do sistema brasileiro,

estipulou-se um regime que os consultores denominam de tight pool, onde a energia

pode ser comprada ou pelo mercado de curto prazo ou por contratos bilaterais, e o

despacho é feito de forma centralizada e independente de transações realizadas no

mercado (FERNANDES, 2004).

A institucionalização do setor elétrico brasileiro e a consolidação de sua

agência reguladora são fatores de máxima importância para a estabilidade e

desenvolvimento do setor. A eficiência de qualquer setor da economia depende de

regras claras que assegurem o retorno dos investimentos, os interesses dos

consumidores, contribuintes, investidores e do próprio Estado (ANTUNES, 2006).

1.5.2 INÍCIO DA REESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Um novo encaminhamento relativo à organização básica do Setor é dado

com a aprovação de algumas leis e decretos:

a) Lei 8631/93, que levou à extinção da remuneração garantida, à

eliminação das tarifas unificadas no território nacional e à instituição da recuperação

tarifária. Ela propõe a desequalização tarifária e o encontro de contas entre

empresas. Nesse novo regime, todos os riscos são assumidos pelas empresas

elétricas, sob a supervisão do órgão regulador e caso haja má gestão desses riscos,

21

elevam-se os custos dos investimentos e este sobrecusto é repassado para os

consumidores.

b) Lei 8987/95, que é a Lei de Concessão dos Serviços Públicos. Nela foi

estipulado que as concessões e prestações de serviço seriam concedidas por meio

de licitação pública. Os critérios ficaram assim determinados: (i) menor valor da tarifa

do serviço público a ser prestado; (ii) a maior oferta pela outorga da concessão, no

caso de ser paga ao poder concedente, e (iii) a combinação dos critérios anteriores

(FERNANDES, 2004).

c) Lei 9074/95, que regulamentou a legislação anterior, no que diz respeito

ao mercado de energia. Foi criado o Produtor de Energia Elétrica (PIEE) definido

com sendo “pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebam

concessão ou autorização do poder concedente para produzir energia elétrica

destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco”

(FERNANDES, 2004). Além disse, propôs a figura do consumidor livre, que está

autorizado a contratar fornecimento diretamente de PIEE ou de concessionários de

geração.

d) Lei 9427/96, que criou a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL),

órgão independente responsável principalmente por regular e fiscalizar a produção,

transmissão, distribuição e comercialização da energia elétrica, conforme as

políticas e diretrizes do governo federal, entre outros. Com o estabelecimento da

ANEEL, ficou extinto o DNAEE.

e) Portaria DNAEE 459/97, que estabeleceu condições gerais de acesso ao

sistema de transmissão e distribuição definindo zonas geo-elétricas do território

nacional de acordo com a estrutura física dos sistemas (FERNANDES, 2004).

f) Lei 9648/98, que: (i) definiu o prazo dos contratos iniciais, necessários à transição

para o livre comércio de energia, mantendo os atuais contratos de suprimento até

2002, e, a partir de 2003, reduzindo o volume destes em 25% ao ano, estabelecendo

um período de nove anos até a completa transição para o livre mercado; (ii) instituiu

o Mercado Atacadista de Energia (MAE), ambiente onde ocorrem as transações de

compra e venda de energia elétrica nos sistemas interligados, regido por um acordo

de mercado entre os participantes; (iii) criou o Operador Nacional do Sistema (ONS),

para assumir as funções do GCOI (Grupo Coordenador da Operação Interligada)

(FERNANDES, 2004), e; estabeleceu-se a liberdade de escolha do fornecimento de

22

energia elétrica para consumidores com carga igual ou superior a 10 MW e que

sejam atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV.

g) Decreto 2655/98, foi regulamentado o Mercado Atacadista de Energia

Elétrica (MAE), visando maior concorrência e para possibilitar a comercialização da

energia como commodity. O MAE é um ambiente organizado e regido por regras

claramente determinadas, no qual são feitas as transações de compra e venda de

energia elétrica, e onde, então se processa a comercialização de energia entre seus

participantes, tanto por contratos bilaterais (longo prazo) quanto no mercado spot

(curto prazo). O MAE é regulado pela ANEEL e operado pelo ONS (VERDE, 2000).

h) Resolução 290 de 3 de agosto de 2000, que homologou as regras do

Mercado Atacadista de Energia Elétrica e fixou as diretrizes para a sua implantação

(FERNANDES, 2004).

O funcionamento deste modelo estava assentado, principalmente, na

combinação das atividades de três organismos, o Operador Nacional do Sistema –

ONS, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e o Mercado Atacadista de

Energia Elétrica – MAE.

- ONSAs características do parque gerador fazem com que a geração elétrica

brasileira necessite de uma coordenação da operação (despacho centralizado de

energia) das usinas hidrelétricas, para a otimização da utilização das centrais

geradoras e da rede básica de transmissão.

O ONS, criado em 1998 pela Lei 9648, substituiu a estrutura cooperativa de

coordenação da operação, anteriormente a cargo do Grupo Coordenador para

Operação Interligada (GCOI) e o Comitê Coordenador da Operação Norte/Nordeste

(CCON) (ZILBER, 2003).

Sendo uma entidade privada e sem fins lucrativos, a ONS tem como

responsabilidades a promoção da operação do sistema eletro-energético.

O ONS estabelece o esquema de geração, definindo o quantitativo de

energia elétrica que cada uma das empresas de geração deve ou pode produzir em

determinado momento, tendo como alvo o mínimo custo operacional do sistema.

O ONS garante o acesso à rede de transmissão de todos os agentes do

Setor Elétrico, coordena e controla a operação da transmissão de energia elétrica

23

nos sistemas interligados, garantindo a qualidade, a economia no suprimento de

energia e o livre acesso à rede básica, além de planejar a programação e o

despacho da carga e a coordenação e administração da prestação dos serviços de

transmissão de energia elétrica por parte das transmissoras aos usuários da rede

básica de transmissão, e pode ainda propor a ampliação da malha de transmissão à

ANEEL.

Essa atuação se justifica pelo fato de haver profundas divergências na

capacidade de geração de energia elétrica nos diferentes Estados, havendo

unidades que produzem mais do que necessitam e outras que produzem além das

suas necessidades. Diante desse quadro, o ONS, considerando o excesso e as

carências do potencial de geração de energia elétrica no território nacional, intervém

no sistema de energia elétrica – o qual se encontra interligado pela rede de

transmissão - determinando, estabelecendo e equacionando as quotas de trabalho

de cada um de seus segmentos (LIMA, 2006).

A atuação da ONS garante uma tarifa equilibrada em todo o país e mantém

a energia elétrica acessível a todos.

Na formação do ONS estão agentes representantes dos segmentos de

geração, transmissão, distribuição, importadores, exportadores, consumidores e

governo, sendo que o Ministério das Minas e Energia – MME tem direito de voto

especial em situações politicamente sensíveis como, por exemplo, na aplicação de

racionamento preventivo (VERDE, 2000).

- ANEELA ANEEL, criada em 1996 pela Lei 9427, substituiu o Departamento

Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE (até 1965, CNAEE – Conselho

Nacional de Águas e Energia Elétrica), que era um departamento federal, sem

personalidade jurídica própria e sem independência.

Este órgão regulador independente é responsável principalmente por regular

e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de maneira

articulada com os Estados, promover as licitações destinadas às contratações de

concessionárias, realizar e dirigir contratos de concessão, determinar e implementar

as revisões de tarifas, assegurar a competitividade no MAE e implementar o livre

acesso às redes de transmissão, além de estabelecer os parâmetros técnicos e

24

operacionais que possam garantir um serviço de qualidade aos consumidores

(VERDE, 2000).

É importante ressaltar o fato de a ANEEL ser uma agência reguladora

independente, muito diferente do antigo DNAEE, que era subordinada ao MME. Esta

independência permite á agência uma visão de desenvolvimento a longo prazo,

alcançando todo o período necessário à amortização dos investimentos, além de

não visar mandatos presidenciais.

É importante frisar que o papel da ANEEL está completamente associado

com o cuidado pela concorrência e acompanhamento das práticas de mercado dos

agentes envolvidos com o setor. Dentro desta perspectiva, foram definidos os

seguintes limites para a concentração do mercado com um mesmo grupo

empresarial:

TABELA 1 LIMITES DE ATUAÇÃO NO MERCADO BRASILEIRO DE ENERGIA ELÉTRICA

FONTE: VERDE, 2000.

- MAEO MAE, regulamentado pelo Decreto 2655 de 1998, é um ambiente

organizado e dirigido por regras claramente estabelecidas, no qual são realizadas as

transações de compra e venda de energia elétrica entre os participantes.

Há dois tipos de transação: a primeira, relativa à aquisição de blocos de

energia, a curto prazo com base nas disponibilidades existentes dentro de um

planejamento de mercado envolvendo o ONS, que procuraria otimizar o sistema com

base em informações de produção dos geradores; a segunda, composta por

contratos bilaterais, de longo prazo (ZILBER, 2003). O MAE é regulado pela ANEEL

e operado pelo ONS.

O ambiente competitivo vai sendo construído na medida em que o número

de participantes no mercado é ampliado e as informações como custos, preços e

regras de atuação passam a ser de domínio público, num ambiente regulatório que

25

estabelece limites de participação de empresas nos mercados e em que o modelo

migra de um sistema monopolista centrado no Estado e coordenado pelo governo

federal, para um sistema centrado na iniciativa privada e coordenado por órgãos

independentes (VERDE, 2000).

Participam do MAE agentes de geração com capacidade instalada igual ou

superior a 50 MW, agentes de comercialização com carga igual ou superior a 199

GWh/ano, consumidores livres com opção de compra direta de geração e titulares

de autorização para comercialização de energia produzida em aproveitamentos

binacionais, dentro de certas capacidades de carga (FERNANDES, 2004).

Antes de reestruturação, as usinas que ficavam a montante eram

prejudicadas nas épocas de seca. Toda a usina possuía seu reservatório, porém, na

época de seca, quando as comportas são abertas, apenas as jusantes são

beneficiadas.

Então, para reduzir os riscos de não atendimento dos contratos de geração,

em 1998, a partir da resolução 249 da ANEEL, foi concebido o Mecanismo de

Realocação de Energia (MRE), que é um mecanismo de seguro que distribui os

riscos financeiros entre os geradores hidráulicos, devido ao seu posicionamento

físico, riscos estes motivados pelas condições hidrológicas e pela necessidade de

atendimento as orientações do ONS, visando a otimização dos recursos do sistema

(ARAÚJO, 2001).

Para o funcionamento do MRE, foram criados os Certificados de Energia

Assegurada - CEA, que são calculados considerando cada usina hidrelétrica

despachada centralizadamente, com seu correspondente montante de energia

assegurada que é obtida, a risco de déficit pré-estabelecido, conforme regras

aprovadas pela ANEEL, sendo esse valor uma fração da energia assegurada do

sistema (ARAÙJO, 2001).

Se a geração efetiva total exceder da energia firme, metade do “superávit”

será compartilhado por todos os geradores na proporção de sua energia firme e a

outra metade alocada aos geradores responsáveis pelo “superávit” na proporção de

sua geração além dos níveis firmes. Caso os geradores como um todo não gerarem

o suficiente para atingir o nível da energia firme, deverão comprar a diferença de

geradores termelétricos ao preço do MAE em vigor ou através de contratos, isto

deverá ocorrer em decorrência da otimização quando for mais econômico despachar

26

termelétricas flexíveis do que hidrelétricas; tais volumes poderão ser cobertos por

contratos entre geradores (ARAÚJO, 2001).

Seu objetivo é assegurar que todos os geradores dentro do MRE recebam

seus níveis de energia assegurada, independente dos níveis reais de produção de

energia, desde que a geração do MRE como um todo tenha produzido energia

suficiente. Em termos simples, o MRE realoca energia daqueles que produziram

acima de sua energia assegurada para aqueles que produziram abaixo (ARAÙJO,

2001).

1.5.2.1 Formação do Preço do Mercado de Curto Prazo

A formação do preço da energia negociada no MAE se faz pela inter-relação

dos dados utilizados pelo ONS para otimização do sistema e dos dados informados

pelos agentes. Os referidos dados são então processados através de modelos de

otimização para obtenção do custo marginal de operação para cada um dos quatro

submercados do sistema (FERNANDES, 2004).

No processo de contabilização de energia são identificadas e valoradas, ao preço

MAE, as diferenças entre a energia alocada do MRE ou do consumo líquido (já

abatidas as perdas) de cada agente e seus volumes contratuais registrados no MAE.

O resultado desse processo define o pagamento ou recebimento de cada agente

(FERNANDES, 2004).

1.5.2.2 Formação do Preço do Mercado de Longo Prazo

O planejamento de longo prazo para expansão da geração e transmissão deixa de

ser determinístico e passa a ser indicativo com horizontes de 12 anos. Tais planos

indicativos identificam programas de investimento do sistema a custo mínimo, para

fins de mera orientação, e não há obrigação de quem quer que seja de realizar os

investimentos. As informações das necessidades de transmissão de curto prazo

(cinco anos) são identificadas pelo ONS à luz de projetos em andamento e pedidos

de novas conexões (FERNANDES, 2004).

27

1.5.2.3 Tarifas de Transmissão

A rede de transmissão, ao invés de ser um componente de uma empresa

verticalmente integrada, torna-se um serviço ao qual têm livre acesso geradores e

clientes. Os custos de transmissão devem ser alocados entre geradores e

consumidores através de tarifas de transmissão. Além de compensar os custos de

investimento e operação do serviço de transmissão, essas tarifas devem fornecer

sinais econômicos eficientes, isto é, induzir os agentes privados a construir

equipamentos de geração em lugares que levem à melhor utilização do sistema de

transmissão (FERNANDES, 2004).

Para tanto, adotou-se um esquema de tarifa nodal, onde geradores e demandas

pagam uma tarifa fixa ($/kW instalado para geradores e $/consumo de ponta anual

para demandas). Essas tarifas dependem da localização dos agentes e variam de

ano para ano (FERNANDES, 2004).

Como já foi visto, muitos foram os obstáculos enfrentados durante o

processo de privatização. Além da alta demanda, o setor elétrico era um alvo do

conflito de interesses entre os segmentos do Estado, investidores e consumidores.

O Estado via a necessidade de arrecadação fiscal, transferindo ao

consumidor obrigações que seriam característicos de financiamento pelo

contribuinte. O consumidor quer energia abundante e barata. E os investidores

desejam maximizar o retorno das suas aplicações no setor.

Além disso, o processo correto desta nova organização seria de primeiro

montar o quadro legal e regulatório para depois iniciar o processo de privatização.

Porém, no Brasil, não foi isso o que aconteceu. O processo de privatização começou

sem a completa definição do novo modelo. Regras do MAE só ocorreram na metade

de 2000, com todo o processo já em andamento.

Como a função da regulação não foi muito clara e muitas das regras

determinadas nos últimos anos tiveram sua implantação complexa e objetivos

divergentes, dificultando a institucionalização do setor, as divergências quanto aos

objetivos do regime regulatório a ser implementado fizeram com que o Estado

iniciasse uma audaciosa política de privatização nas principais empresas

distribuidoras do setor. Esperava-se que o setor de geração apresentasse um

28

significativo aumento na capacidade elétrica instalada. Porém, o segmento da

distribuição concentrou as primeiras vendas, por estar menos sujeito a mudanças.

A privatização tinha seus benefícios imediatos, como a rápida transferência

acionária, resultando na melhoria das condições financeiras e operacionais para as

empresas, e fiscais para o Estado, já que durante anos, o Estado gastou mais do

que arrecadou, e viu nas privatizações dos setores de infra-estrutura a saída rápida

para reverter este quadro.

Muitas privatizações acabaram ocorrendo antes que estivesse firmado um

modelo institucional e regulatório para sua atuação. Como conseqüência de um

regime regulatório implementado às pressas, muitas empresas multinacionais que

compraram participações nas principais distribuidoras brasileiras tiveram prejuízos

consideráveis, grande parte em decorrência das constantes mudanças das regras

que já vigoravam anteriormente às privatizações.

Além disso, as constantes mudanças nas regras deixaram as distribuidoras

muito vulneráveis a todo tipo de influência: ora tendendo pelos consumidores, ora

tendendo pelos outros envolvidos no processo, e cada qual às custas dos demais

segmentos que arcam com os inevitáveis aumentos de custos. O aumento nos

custos é o principal efeito negativo da inconstância regulatória e desestabilidade

institucional, pois, toda vez que as regras são mexidas para o benefício de um

pequeno grupo, há um aumento dos riscos que se dá de forma mais do que

proporcional aos benefícios gerados e, portanto, contribuindo para a adição de

custos ao longo da cadeia.

Como as regras demoraram a ser determinadas, foi retardado o início da

construção de novas usinas, o que contribuiu para o racionamento de energia,

ocorrido no ano de 2001.

1.5.3 O NOVÍSSIMO MODELO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Em 2001, quando o novo modelo estava sendo implementado, ocorreu um

racionamento nas regiões Sudeste, Nordeste, Centro-Oeste e parte da região Norte,

que fez com que o preço no atacado ficasse além do nível geral de preços

exercitado pelo mercado devido ao custo de déficit (FERNANDES, 2004).

29

Este fato provocou uma crise que introduziu novamente a inadimplência nos

fluxos financeiros e atrapalhou a capacidade de geração de recursos das empresas

para a manutenção adequada da prestação do serviço. Além disso, houve troca de

governo no início de 2003, o que resultou na proposta de um novo modelo

institucional para o setor elétrico brasileiro, sendo que o anterior não chegou a ser

completamente implementado (FERNANDES, 2004).

As novas alterações foram aprovadas pelas seguintes leis:

a) Lei 10848/04, que: (i) dispõe sobre a comercialização de energia elétrica,

sendo que uma das principais mudanças é a idéia de aplicar ao serviço de geração

os mesmos conceitos hoje aplicados ao serviço de transmissão; (ii) foi criada a

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, para assumir as funções

do MAE (Mercado Atacadista de Energia).

b) Lei 10847/04, que criou a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) que

tem como finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a

subsidiar o planejamento do setor energético, que deixa de se indicativo e volta a ser

determinativo (FERNANDES, 2004).

O modelo proposto para a contratação dos serviços de energia elétrica conta

com todos os organismos e instituições que existem hoje no sistema elétrico

brasileiro, à exceção do MAE.

As regras das licitações de usinas também mudam. Ao invés de se oferecer

o maior valor pela concessão, é oferecida a menor tarifa, ganhando-se em troca,

uma receita garantida durante o período de concessão (FERNANDES, 2004).

O ONS é quem centraliza o despacho da geração e da transmissão. Essa é

uma característica fundamental do modelo adotado pelo setor elétrico brasileiro em

1998. Porém, o MAE, que realizava as transações de compra e venda de energia

elétrica entre os participantes, foi substituído pela Câmara de Comercialização de

Energia Elétrica (CCEE).

- CCEEA CCEE, instituída em 2004 pela Lei 10848, substituiu o Mercado Atacadista

de Energia (MAE) na contabilização e liquidação das transações de compra e venda

de energia realizada entre agentes do setor elétrico, tanto no Ambiente de

Contratação Regulada (ACR) quanto no Ambiente de Livre Contratação (ACL). É

30

regida por um conjunto de regras comerciais, complementares e integrantes da

Convenção de Mercado, que devem ser cumpridas por todos os agentes.

Este órgão tem a função básica de administrar e controlar os contratos de

comercialização de energia elétrica. É na CCEE que ocorre o processamento da

contabilização da energia elétrica produzida no Brasil. Esta contabilização leva em

consideração toda a energia contratada por parte dos agentes e toda a energia de

fato consumida ou gerada.

O despacho centralizado da geração de energia pelo ONS faz com que os

contratos de comercialização de eletricidade, firmados entre os agentes do setor

elétrico e registrados na CCEE, sejam apenas instrumentos financeiros. A produção

física das usinas é completamente desvinculada dos contratos firmados por seus

proprietários (LIMA, 2006).

Por ele, o ONS define quais linhas de transmissão serão utilizadas, quais

usinas irão operar e qual a quantidade de energia que cada empreendimento deverá

produzir. O despacho centralizado da geração de energia só é possível porque os

contratos firmados entre os agentes do setor elétrico, registrados na CCEE,

constituem apenas instrumentos financeiros. Isto significa que a produção física das

usinas é completamente desvinculada dos contratos firmados por seus proprietários

(LIMA, 2006).

A noção de que os agentes econômicos do setor elétrico (concessionários,

permissionários e autorizados) fazem parte de um “condomínio” chamado Sistema

Interligado Nacional - SIN, coordenado pelo ONS, é de fundamental importância

para compreender a regulação setorial (LIMA, 2006).

A contabilização da CCEE é feita da seguinte forma (LIMA, 2006):

FIGURA 7 ESQUEMA DO FUNCIONAMENTO DO MERCADO DE ELETRICIDADE

FONTE: LIMA, 2006.

31

As empresas de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica

registram na CCEE os montantes de energia contratada, assim como os dados de

medição, para que desta forma se possa determinar quais as diferenças entre o que

foi produzido ou consumido (energia verificada) e o que foi contratado (energia

contratada). Essa diferença é encerrada mensalmente na CCEE para cada

submercado (Norte, Sul, Sudeste e Nordeste) e para cada patamar (leve, médio e

pesado). É o chamado mercado spot (LIMA, 2006).

Esta associação civil integra os agentes das categorias de geração,

distribuição e comercialização de energia elétrica.

O novo modelo é composto de dois ambientes de contratação de energia

elétrica:

- Ambiente de Contratação Administrada: conhecido por ambiente pool, com

tarifas de suprimento reguladas. Dele participam concessionárias de serviço público

de distribuição e geração, e produtores independentes de energia (PIEE) que

vendem energia por meio do CCEE (THLEMA).

- Ambiente de Livre Contratação: Dele participam os consumidores livres,

comercializadores e PIEEs (FERNANDES, 2004).

O modelo proposto supôs que toda contratação administrada pelo CCEE é

antecedido de um processo de licitação pública, conduzida pela ANEEL, que

resultará no estabelecimento de receita anual autorizada aos geradores, a qual é

paga em base mensal (FERNANDES, 2004).

Os contratos são bilaterais entre geradores e distribuidores e seus

respectivos fluxos financeiros ocorrem diretamente entre as referidas partes sem a

interferência do CCEE, cuja função se limita a administrar a contratação e proceder

à liquidação (FERNANDES, 2004).

No novo arranjo institucional, o pool da transmissão, continua sendo

administrado pelo ONS, o MRE permanece, visando propiciar a otimização da

operação do sistema hidrotérmico existente nos dois ambientes, e não é admitido

que os distribuidores tenham geração para atendimento próprio (self-dealing).

32

1.5.3.1 Instituições do Novíssimo Modelo do Setor Elétrico

O novo modelo do Setor Elétrico Brasileiro passou por várias mudanças,

criando novas instituições e alterando funções de outras já existentes.

Como mostra a Figura 8, o atual Setor Elétrico está composto por:

FIGURA 8 DIAGRAMA DAS INSTITUIÇÕES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

FONTE: CAMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2007.

- CNPEO Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) é um órgão

interministerial de assessoramento à Presidência da República, tendo como

principais atribuições formular políticas e diretrizes de energia e assegurar o

suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou de difícil acesso país

(CAMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2007).

É também responsável por revisar periodicamente as matrizes energéticas

das diversas regiões do país, estabelecer diretrizes para programas específicos,

como os de uso do gás natural, do álcool, de outras biomassas, do carvão e da

33

energia termonuclear, além de estabelecer diretrizes para a importação e exportação

de petróleo e gás natural (CAMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA, 2007).

- CMSEO Comitê de Monitoramento de Setor Elétrico (CMSE) é um órgão criado no

âmbito do MME, sob sua coordenação direta, com a função de acompanhar e avaliar

a continuidade e a segurança do suprimento elétrico em todo o território nacional

(CAMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2007).

Suas principais atribuições são: acompanhar o desenvolvimento das

atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e

exportação de energia elétrica; avaliar as condições de abastecimento e de

atendimento; realizar periodicamente a análise integrada de segurança de

abastecimento e de atendimento; identificar obstáculos que afetem a regularidade e

a segurança de abastecimento e expansão do setor e formular propostas para

ajustes e ações preventivas que possam recuperar a segurança no abastecimento e

no atendimento elétrico (CAMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA, 2007).

- MMEO Ministério de Minas e Energia (MME) é o órgão do Governo Federal

responsável pela condução das políticas energéticas do país. Uma de suas

principais obrigações é a formulação e implementação de políticas para o setor

energético, de acordo com as diretrizes definidas pelo CNPE (CAMARA DE

COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2007).

O MME é responsável por estabelecer o planejamento do setor energético

nacional, monitorar a segurança do suprimento do setor elétrico brasileiro e definir

ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de

desequilíbrios entre oferta e demanda de energia (CAMARA DE

COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2007).

- EPE

34

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), instituída em 2004 pela Lei

10847, é uma empresa vinculada ao MME, cuja finalidade é prestar serviços na área

de estudos e pesquisas destinadas a auxiliar o planejamento do setor energético

(CAMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2007).

A EPE realiza estudos e projeções da matriz energética, realiza estudos que

favoreçam o planejamento integrado de recursos energéticos, desenvolve estudos

que propiciem o planejamento de expansão da geração e da transmissão de energia

elétrica de curto, médio e longo prazo, realiza análises de viabilidade técnico-

econômica e sócio-ambiental de usinas, bem como obtém a licença ambiental prévia

para aproveitamentos hidrelétricos e de transmissão de energia elétrica (CAMARA

DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2007).

Ainda nesses últimos anos, o Setor Elétrico Brasileiro sofreu diversas

alterações até chegar ao modelo vigente. A Tabela 2 trás um resumo das principais

mudanças entre os modelos pré-existentes e o modelo atual, que acabaram por

resultar em transformações nas atividades de alguns agentes do setor.

35

TABELA 2 PRINCIPAIS MUDANÇAS NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

FONTE: CAMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, 2007.

36

2. MONTANTE DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO - MUST

Com a privatização da infra-estrutura iniciada na década de 90, o setor de

energia elétrica, que apresenta características de monopólio natural em alguns dos

seus segmentos, iniciou um processo de desverticalização, como já foi visto no

Capítulo 1.

Com a peculiaridade de um grande potencial hidrelétrico e áreas

continentais de atendimento (condições topográficas e pluviométricas favoráveis), o

objetivo da reforma foi de introduzir a competição naqueles segmentos não

caracterizados como monopólio natural, com a idéia de que as empresas atingem

maiores níveis de eficiência quanto mais estejam submetidas à concorrência.

De acordo com a tendência, os monopólios estatais estão sendo

submetidos, quando possível, a mercados mais livres. Desta forma, um conjunto de

dispositivos legais foi implementado para adequação e viabilização do

funcionamento do novo modelo.

2.1 CONTRATOS INICIAIS

A transição entre os modelos seria foi realizada de forma gradual através da

formalização de Contratos Iniciais entre os agentes de geração, concessionários de

distribuição e comercializadores, possibilitando assim a estruturação de um novo

sistema de geração competitiva com preços definidos a partir do mercado e não

mais regulamentados pelo Estado.

Os Contratos Iniciais são os instrumentos contratuais, de assinatura

obrigatória por parte dos agentes, que regulamentam a transição de modelos,

substituindo os contratos de suprimento e intercâmbio de energia elétrica celebrados

entre as geradoras e as distribuidoras, com a definição dos montantes de energia

que valeriam para todo o período do contrato.

Outras características importantes seriam: a energia garantida com risco de

5%, com ajustes em períodos de seca e racionamento; os preços contratados em

R$/MWh, variando por dia e por estação e a limitação do self-dealing de 50% . Estes

contratos deveriam ter duração de 15 anos, começando a liberar parte das

quantidades para comercialização no mercado após o 6º ano para a região

37

SE/Sul/CO e contratos com duração de 20 anos, começando-se a liberar para o

mercado apenas após o 11º ano; para a região N/NE.

Os participantes do Mercado Atacadista de Energia também deveriam

assinar o Acordo do MAE, que é o documento onde estão definidas todas as

condições para a participação dos Agentes no MAE, todos os direitos e deveres

necessários a comercialização de energia e a formalização de contratos bilaterais,

as garantias financeiras necessárias para os compradores e vendedores, os critérios

para a concorrência no varejo, a definição das responsabilidades do OIS, a

obrigação, nos percentuais e com a antecedência, dos distribuidores e varejistas de

contratarem suprimento com os geradores, entre outras.

Os Contratos Iniciais têm os seguintes pontos jurídicos:

- Obrigatoriedade da adequação das geradoras as relações contratuais

apresentadas na Lei 9648/98 e nas normas do ONS, em função das novas formas

de comercialização de energia elétrica;

-Segregação da geradora (parte vendedora) e das concessionárias de

distribuição de energia elétrica (parte compradora);

- Regulamentação da compra e venda da energia contratada e da demanda

contratada, e os princípios aplicáveis aos ajustes a serem introduzidos no referido

contrato em virtude do início da comercialização de energia através do MAE e da

transferência das funções desempenhadas pelo O N S;

- Os Contratos Iniciais teriam validade até 31/12/2005, onde a compra de

energia será totalmente realizada através do MAE e de contratos bilaterais;

- A necessidade de celebração de contrato de conexão do parque gerador

com o sistema de transmissão e de Contratos do Uso do Sistema de Transmissão;

- Critérios para a criação de uma conta dando garantia as transações entre

os agentes;

- Cláusulas que garantam o equilíbrio econômico-financeiro do contrato,

possibilitando ás geradoras de solicitarem revisões dos preços, caso haja alterações

significativas nos seus custos.

38

2.2 MONTANTE DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO – MUST (ARAÚJO, 2001 - LEITE, 2004)

Com o fim dos Contratos Iniciais, que expiraram em 2005, as empresas

distribuidoras ficaram responsáveis pela contratação do suprimento de todo mercado

a que atendem.

O MUST – Montante de Uso do Sistema de Transmissão, nada mais é do

que a demanda que deve ser contratada para suprir o mercado de cada

distribuidora, após o estudo de previsão de carga. Porém, o MUST deve ser

determinado para cada um dos pontos de conexão com a rede básica do sistema.

2.2.1 REDE BÁSICA

A idéia central da reforma institucional foi de promover a competição na

geração. Para isso, articulou-se um sistema de transmissão neutro em relação às

questões comerciais entre produtores e consumidores. Portanto, qualquer

fornecimento a um consumidor livre seria teoricamente viável, de tal modo que todos

os produtores competiriam pelo atendimento ao mercado (ARAÚJO, 2001).

Na prática, entretanto, apenas alguns produtores poderão se beneficiar

deste acesso, pois apesar de neutra em relação a questões comerciais, a rede não o

é no que diz respeito à operação. Assim, transportar energia por grandes distâncias

deverá custar mais caro, penalizando alguns produtores distantes dos mercados

(ARAÚJO, 2001).

Para isso, criou-se a Rede Básica, que é a parte do sistema de transmissão

responsável pela interligação das usinas. Ao determinar quais linhas da rede

existente seriam licitadas, qualquer empresa privada ou pública poderia se

transformar em "Transmissor Independente". Para que a rede fosse neutra

comercialmente, foi necessário que seus participantes também o fossem. Assim, a

remuneração do investimento em uma linha de transmissão deveria ser

independente do fluxo de energia que passa pela linha, pois, do contrário, seria

impossível estabelecer relações comerciais entre transmissores e produtores, o que

contrariaria o espírito da Lei (ARAÚJO, 2001).

39

A remuneração do investidor se dá através de um "aluguel" mensal ou anual

das instalações utilizadas. Não há contato comercial entre os concessionários das

linhas de transmissão e os concessionários de geração. Todas as relações

comerciais de transporte são realizadas por um órgão gestor da rede. Esse órgão

estabelece uma política de preços de transporte de energia capaz de pagar todos os

"aluguéis" mais os custos de administração (ARAÚJO, 2001).

Assim administrado, não há vinculação entre os fluxos energéticos das

linhas com sua remuneração. Como nem toda transmissão está na rede básica, as

distribuidoras devem administrar pedidos de acesso a seu subsistema, viabilizando

todo o caminho elétrico entre o produtor e o consumidor (ARAÚJO, 2001).

A Rede Básica é composta por: linhas de transmissão, barramentos,

transformadores e equipamentos das subestações com tensão maior ou igual a

230kV, transformadores (incluindo conexões e equipamentos ligados ao terciário)

com primário na mesma tensão especificada (LEITE, 2004).

Não integram a Rede Básica: linhas de transmissão, barramentos,

transformadores, subestações (quando de uso exclusivo ou compartilhado por

geradores e exclusivo de consumidor livre, em qualquer nível de tensão),

interligações internacionais quando de uso exclusivo (LEITE, 2004).

2.2.2 PONTO DE CONEXÃO

O Ponto de Conexão a ser considerado na contratação do suprimento é o

ponto de fronteira definido pela regulamentação e não necessariamente onde o

medidor estiver instalado (LEITE, 2004).

Os Pontos de Conexão para os agentes de distribuição são os pontos de

fronteira entre as instalações da rede básica e de âmbito próprios do agente, ou

disponibilizados exclusivamente ao agente através de Contrato de Conexão de

Transmissão (CCT) - e são também os pontos de fronteira entre demais instalações

de transmissão compartilhadas por mais de um agente de distribuição, e instalações

de âmbito próprio ou instalações disponibilizadas exclusivamente ao distribuidor

através de CCT (LEITE, 2004).

Esses Pontos de Conexão para agentes de geração e de importação são os

pontos de fronteira entre instalações da rede básica e instalações de âmbito próprio

40

do agente ou Demais Instalações de Transmissão - DIT, de uso exclusivo do agente

(LEITE, 2004).

Se a usina é despachada centralmente, também deverão ser feitas as

contratações por pontos de conexão da usina com as demais instalações de

transmissão disponibilizadas a um ou mais agentes de distribuição e com

instalações de âmbito próprio de agentes de distribuição (LEITE, 2004).

2.2.3 PREVISÃO DE CARGA

A Previsão de Carga é importante e pode ser utilizada no gerenciamento dos

recursos e validação de dados históricos pelas concessionárias de energia. O

agente distribuidor da concessionária deverá prever sua carga com um desvio de

apenas 5%, assim é necessário que se faça o controle da carga verificada, de modo

a identificar necessidades de contratação no curto ou longo prazo (LEITE, 2004).

Ele tem a responsabilidade de controlar e verificar as informações de

demanda por ponto de conexão, assim torna indispensável o monitoramento dos

dados de demanda por ponto de conexão com a rede básica, de modo a permitir um

gerenciamento dos valores contratados. O Agente deverá agrupar os pontos de

conexão e contratar um único montante de uso, valores de demanda referentes a

conexões de um mesmo nível de tensão, localizadas em uma mesma instalação e

que sejam objeto de um único Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST

(LEITE, 2004).

O estudo de modelos de Previsão de Carga é uma área em constante

desenvolvimento e com a obtenção de bons resultados da previsão de carga é

possível realizar o planejamento de demanda a curto e médio prazos (LEITE, 2004).

A previsão de contratação é de 3 anos, sendo cada contratação anual

independente uma da outra, ou seja, caso ocorra alguma alteração da demanda

para contratação para mais neste ano, o ano seguinte continua contratado, podendo

ou não sofrer alterações para recontratação (LEITE, 2004).

Os MUST por ponto de conexão contratados deverão considerar a demanda

máxima total prevista, pois na cobrança de encargos de uso do sistema de

transmissão, será considerado o mesmo valor percentual em todos os pontos de

conexão para o ano em curso (LEITE, 2004).

41

O acompanhamento do crescimento da energia consumida e demanda

adquirida dos consumidores torna-se importante para permitir o perfeito controle e

gerenciamento dos montantes contratados, evitando dessa forma, excessos

indesejados, que poderiam impor aos consumidores custos de sobrecontratações ou

causar aos agentes um sobrecusto por subcontratação, resunltando em multa não

repassável para as tarifas.

42

3. METODOLOGIA PARA PREVISÃO DOS MONTANTES DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO POR PONTO DE CONEXÃO COM A REDE BÁSICA

Atualmente, existem mecanismos que permitem o monitoramento dos fluxos

de demanda que passam nas conexões das distribuidoras com a rede básica. Isto

gera a necessidade de uma metodologia para a implementação de um software que

permita uma projeção destas demandas, pois as distribuidoras têm contratado os

MUST por ponto de conexão através de tentativas empíricas, não baseadas em

algoritmos reproduzíveis, ficando dependente da sensibilidade e experiência do

projetista e de simulações de Fluxos de Carga do Plano de Ampliação e Reforços

(PAR), o qual, apesar de gerenciado pelo ONS, não está disponível mês a mês,

além de utilizar uma base de informações de mercado desatualizada (LEITE, 2004).

Portanto, a metodologia a ser apresentada nesse projeto representa uma

inovação tecnológica para as concessionárias, pois irá contribuir para o

aperfeiçoamento dos procedimentos de contratação dos MUST por ponto de

conexão com a rede básica, tornando-os mais rápidos e com um custo menor, uma

vez que haverá uma melhoria da precisão dos valores coletados, contribuindo para a

modicidade tarifária ao mesmo tempo em que minora os riscos da distribuidora

(LEITE, 2004) ?.

3.1 METODOLOGIA

A metodologia foi desenvolvida para prever a demanda a ser contratada

pelas distribuidoras de energia para suprir as suas cargas contratadas num espaço

de 3 anos.

Esta metodologia tem como base a análise de fluxo de potência, através da

qual será determinada a quantidade de potência trocada entre as fronteiras para,

então, determinar o montante necessário a ser contratado. Tendo isso em vista, um

programa específico que realize este cálculo de fluxo de potência deverá ser

utilizado. Neste caso, optou-se pelo Programa de Análise de Redes (ANAREDE),

que, dentre outras funções, faz a convergência de um sistema previamente descrito,

43

tendo como saída as informações necessárias para a devida previsão de montante

que deve ser contratado.

A seguir, cada uma destas etapas da metodologia proposta será detalhada.

3.1.1 FLUXO DE POTÊNCIA

O cálculo do fluxo de potência é um dos importantes estudos requeridos na

análise de sistemas de energia elétrica. Os resultados deste cálculo são

extensivamente utilizados nos estágios de projeto, planejamento e operação dos

sistemas de potência.

Para a metodologia desenvolvida, fez-se importante o conhecimento dos

valores de fluxo de potência que são trocados entre a distribuidora e a rede básica

(em cada ponto de conexão) pois, a partir dos valores dos fluxos é que puderam ser

previstas as demandas.

3.1.2 ANAREDE

O Programa de Análise de Redes (ANAREDE) é um conjunto de aplicações

computacionais criadas pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL) para

tornar disponível às empresas do setor elétrico novas técnicas, algoritmos e

métodos eficientes e adequados para a realização de estudos nas áreas de

operação e de planejamento de sistemas elétricos de potência (CENTRO DE

PESQUISA DE ENERGIA ELÉTRICA, 2003).

O ANAREDE é composto pelo seguinte conjunto de aplicações:

- Programa de Fluxo de Potência

- Programa de Equivalente de Redes

- Programa de Análise de Contingência

- Programa de Análise de Sensibilidade de Tensão

- Programa de Redespacho de Potência Ativa

- Programa de Fluxo de Potência Continuado

44

No caso presente, apenas o Programa de Fluxo de Potência será utilizado.

O seu objetivo é calcular o estado de operação da rede elétrica para determinadas

situações de carga, geração, topologia e determinadas restrições operacionais.

Para a utilização desta aplicação, além dos conhecimentos básicos sobre o

programa (como, por exemplo, as suas unidades lógicas, os códigos de execução,

as opções de controle, entre outros), é imprescindível entender o que está sendo

calculado, onde e como se alocam as informações de entrada para o correto

entendimento pelo programa, quais informações deverão ou não ser inclusas na

saída do programa, entre outros.

A Figura 9 mostra um exemplo de como os dados de barra (número, tipo, grupo de

base de tensão, tensão, ângulo, geração ativa, geração reativa, carga ativa, carga

reativa, entre outros) e de linha (número da barra de saída, número da barra de

chegada, a qual circuito pertence, resistência, reatância, susceptância, capacidade

normal, capacidade de emergência, entre outros) devem ser inseridos de forma que

o programa assimile a informação.

FIGURA 9 ARQUIVO PAR

Para o arquivo de entrada do ANAREDE, deve-se endereçar o PAR de base

do mês (neste exemplo, PARTeste) e onde se quer armazenar a saída (neste

45

exemplo, MUSTTeste), cada um deles com o seu formato de arquivo (.pwf para a

entrada e .sai para a saída).

Para efetuar alguma modificação, adição ou exclusão de algum dos elementos do

sistema, utiliza-se o caracter “m”, “a” ou “e” (ou ainda “2”, ”0” ou ”1”) na linha 6 do

código de execução e faz-se a modificação.

FIGURA 10 ARQUIVO DE ENTRADA PARA O PROGRAMA ANAREDE

A Figura 11 apresenta um arquivo de saída do ANAREDE, onde as informações que

se desejavam tornar conhecidas (tensão, geração, fator de carga, elo cc, shunt e

motor em cada barra) aparecem.

46

FIGURA 11 ARQUIVO DE SAÍDA DO PROGRAMA ANAREDE

É importante frisar o fato de o programa requisitar arquivos com extensão .pwf na

sua entrada e .sai como arquivo de saída, ambos do tipo .txt. podendo ser

visualizados com o auxílio de programas convencionais de edição de texto.

3.1.3 DADOS DE ENTRADA

As fontes de informações necessárias para uma previsão adequada são:

- Planilha de Carga Mensal por Barramento: Os dados apresentados nesta

planilha contém a previsão das cargas em cada um dos barramentos da distribuidora

mês a mês. Esta planilha pode ser de carga leve, média ou pesada, dependendo de

qual se quer fazer a previsão. Com esta planilha também podem ser previstas

entradas e/ou saídas de barramentos (subestações).

- Arquivos do Plano de Ampliação e Reforços (PAR): Estes arquivos são

gerenciados pelo ONS. Nele estão todos os dados de barras, linhas,

transformadores, compensadores, dispositivos shunt, motores de indução, entre

47

outros do sistema elétrico brasileiro. Os PARes são realizados apenas nos meses de

Fevereiro, Julho e Dezembro.

Com estas duas fontes de informações, outros dois arquivos são gerados:

- Arquivo Topologia: Os meses de mesma topologia no arquivo de Carga

Mensal serão agrupados.

- Arquivos PAR_TUDO: Este arquivo é a união das informações entre dois

PARes consecutivos sem os dados de carga e shunt. Como entre dois PARes há a

possibilidade de alguns meses terem uma topologia diferente (ou seja, nem idêntica

ao PAR anterior e nem ao PAR posterior), fez-se necessária a criação deste arquivo

PAR_TUDO, que contém todas as informações de ambos os PARes utilizados e que

será utilizado como base para estes meses com configuração diferente.

3.1.4 PROCESSAMENTO

Com os dados de entrada, deve-se gerar um arquivo para cada mês, tendo

como base um arquivo do PAR (ou um arquivo PAR_TUDO), contendo as alterações

de rede e de carga, baseados nos dados da Planilha de Carga, do período de

estudo.

Estes arquivos alimentarão o programa ANAREDE que fornecerá, como

resposta, as informações que tiverem sido requeridas (como tensão, carga,

potência, geração, entre outros).

A Figura 12 mostra uma representação esquemática de como é feito este

processamento de dados.

48

FIGURA 12 REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA DO FLUXO DE INFORMAÇÕES

3.1.5 EXEMPLO DE APLICAÇÃO

Utilizando como exemplo os meses de Março, Abril e Junho de um ano

qualquer, tendo como PAR anterior o PAR-Fevereiro e o PAR posterior, o de Julho,

faz-se um estudo mais detalhado do processamento em cada uma das situações.

3.1.5.1 Arquivo Março

Base: a partir do arquivo TOPOLOGIA, verifica-se em qual topologia o mês

se encaixa. Caso seja a mesma topologia que a do PAR ligeiramente anterior (no

caso seria o PAR-Fevereiro), utiliza-se este como base e tem-se apenas alterações

de carga.

Alterações de Carga: utiliza-se a coluna “Março” da Planilha de Cargas.

49

3.1.5.2 Arquivo Abril

Base: a partir do arquivo TOPOLOGIA, verifica-se em qual topologia o mês

se encaixa. Caso não seja idêntica a nenhum dos PARes (ligeiramente anterior ou

posterior), toma-se como base o PAR_TUDO (proveniente da união entre o PAR-

Fevereiro e o PAR-Julho) e faz-se a exclusão da(s) barra(s) que não apresentam

valores na Planilha de Cargas. Quando há a exclusão de uma barra, o ANAREDE,

automaticamente, exclui todas as linhas ligadas a esse barramento, o que agiliza o

processamento.

Alterações de Carga: utiliza-se a coluna “Abril” da Planilha de Cargas e faz-

se a alteração no arquivo.

3.1.5.3 Arquivo Junho

Base: a partir do arquivo TOPOLOGIA, verifica-se em qual topologia o mês

se encaixa. Caso seja a mesma topologia que a do PAR ligeiramente posterior (no

caso, o PAR-Julho), utiliza-se este como base e tem-se apenas alterações de carga.

Alterações de Carga: utiliza-se a coluna “Junho” da Planilha de Cargas.

50

4. RESULTADOS

Para a validação da metodologia, elaborou-se um sistema-teste de 12 barras

com dados simplificados e com entradas e saídas de barras e linhas de forma

pessimista.

4.1 DADOS DE ENTRADA

Seguindo o esquemático da metodologia, primeiro precisa-se dos dados de

entrada que seriam:

4.1.1 PLANILHA DE CARGA MENSAL POR BARRAMENTO

A Planilha de Carga Mensal por Barramento contém os dados de carga, o

nome (neste caso, número) e o tipo de cada barra, sendo: 1 do tipo geração, 2 do

tipo referência e nada do tipo carga. Além de informar quando entra e/ou sai uma

barra do sistema. Neste caso, observa-se a entrada de duas barras e a saída de

uma, conforme a Tabela 3 abaixo.

no. Tipo MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar1 19,0 10,8 16,5 8,9 15,0 8,4 14,1 7,7 13,5 7,0 12,8 6,72 34,4 18,5 35,0 18,6 35,6 18,9 36,5 19,2 37,5 19,4 38,5 19,73 1 64,1 26,5 60,0 24,1 58,3 22,3 56,0 20,5 53,1 19,7 50,5 18,74 40,0 15,0 16,0 8,0 15,0 7,9 14,5 7,35 2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,06 34,2 12,9 35,2 13,0 35,5 13,2 34,8 12,8 34,0 12,1 33,3 11,57 47,1 19,0 47,2 19,0 47,5 19,3 47,9 19,5 48,0 19,6 48,1 19,58 18,0 8,5 19,0 9,2 23,2 10,0 27,3 11,59 23,2 9,2 23,0 9,0 23,0 8,6 23,4 9,4 23,5 9,3 23,7 9,4

10 8,9 3,4 12,9 5,311 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,512 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5

mai/08 jun/08 jul/08Barra fev/08 mar/08 abr/08

TABELA 3 PLANILHA DE CARGA MENSAL POR BARRAMENTO

4.1.2 ARQUIVOS DO PLANO DE AMPLIAÇÃO E REFORÇOS (PAR)

51

Nos Arquivos de Plano de Ampliação e Reforços estão todas as informações

a respeito das barras e linhas do sistema (neste caso, apenas barras e linhas por se

tratar de um sistema simplificado).

FIGURA 13 PARES DE FEVEREIRO/08 E JULHO/08

4.1.3 ARQUIVO TOPOLOGIA

A partir da Planilha de Carga Mensal por Barramento, observa-se que entre

os meses de Fevereiro/08 e Julho/08 há três configurações diferentes de topologia:

52

Fevereiro e Março, Abril e Maio, Junho e Julho. Cada uma delas usará uma base

diferente de arquivo:

- Fevereiro: usa como base o PAR- Fevereiro;

- Abril: usa como base o PAR_TUDO;

- Junho: usa como base o PAR-Julho.

Com estas informações, cria-se o arquivo Topologia, conforme Tabela 4.

TOPOLOGIA MESES BASEFevereiro

MarçoAbril Maio

JunhoJulho

Fevereiro

Abril

Junho

PAR Fevereiro

PAR Tudo

PAR Julho

TABELA 4 ARQUIVO TOPOLOGIA

4.1.4 ARQUIVO PAR TUDO

A partir do PAR-Fevereiro/08 e do PAR-Julho/08, cria-se o arquivo

PAR_TUDO, que é a união destes dois PARes consecutivos, porém, sem os dados

de carga e shunt, conforme Figura 14.

53

FIGURA 14 PAR TUDO/08

Com os dados de entrada, pode-se dar continuidade à metodologia.

4.2 PROCESSAMENTO

A partir dos arquivos de entrada, gera-se um arquivo de entrada para o

processamento no ANAREDE para cada mês.

Como já foi observado anteriormente, têm-se três topologias diferentes

neste sistema.

54

4.2.1 TOPOLOGIA FEVEREIRO

A Topologia Fevereiro, ilustrada pela Figura 15, é a topologia dos meses de

Fevereiro e Março.

FIGURA 15 TOPOLOGIA FEVEREIRO

Como o mês de Fevereiro é um mês com PAR, o arquivo de entrada do

ANAREDE é composto apenas do executável, sem alterações de carga e/ou linha,

conforme Figura 16.

55

FIGURA 16 EXECUTÁVEL DO MÊS-PAR DE FEVEREIRO

Já para o mês de Março, há apenas mudança nas cargas, que será

realizada utilizando-se a Planilha de Cargas Mensal e tendo como base o PAR-

Fevereiro, conforme explicado na Figura 17.

FIGURA 17 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE MARÇO

4.2.2 TOPOLOGIA ABRIL

no. Tipo MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar1 19,0 10,8 16,5 8,9 15,0 8,4 14,1 7,7 13,5 7,0 12,8 6,72 34,4 18,5 35,0 18,6 35,6 18,9 36,5 19,2 37,5 19,4 38,5 19,73 1 64,1 26,5 60,0 24,1 58,3 22,3 56,0 20,5 53,1 19,7 50,5 18,74 40,0 15,0 16,0 8,0 15,0 7,9 14,5 7,35 2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,06 34,2 12,9 35,2 13,0 35,5 13,2 34,8 12,8 34,0 12,1 33,3 11,57 47,1 19,0 47,2 19,0 47,5 19,3 47,9 19,5 48,0 19,6 48,1 19,58 18,0 8,5 19,0 9,2 23,2 10,0 27,3 11,59 23,2 9,2 23,0 9,0 23,0 8,6 23,4 9,4 23,5 9,3 23,7 9,4

10 8,9 3,4 12,9 5,311 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,512 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5

mai/08 jun/08 jul/08Barra fev/08 mar/08 abr/08

56

A Topologia Abril, ilustrada pela Figura 18, é a topologia dos meses de Abril

e Maio.

FIGURA 18 TOPOLOGIA ABRIL

Para o mês de Abril, toma-se como base o PAR_TUDO, onde, com a

Planilha de Carga Mensal, será excluída a barra 10, já que esta não existe nesta

topologia, e serão feitas as modificações dos valores de carga, conforme Figura 19.

Nesta situação, há um exemplo típico de uma alteração que deve ser feita

manualmente pelo usuário, trata-se da exclusão da linha 3-12.

57

FIGURA 19 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE ABRIL

Para o mês de Maio será feita a mesma seqüência de procedimentos: toma-

se como base o PAR_TUDO, onde, com a Planilha de Carga Mensal, será excluída

a barra 10, já que esta não existe nesta topologia, e serão feitas as modificações

dos valores de carga, conforme Figura 20. A exclusão da linha 3-12 deverá ser feita

da mesma forma como foi para Abril (manualmente).

no. Tipo MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar1 19,0 10,8 16,5 8,9 15,0 8,4 14,1 7,7 13,5 7,0 12,8 6,72 34,4 18,5 35,0 18,6 35,6 18,9 36,5 19,2 37,5 19,4 38,5 19,73 1 64,1 26,5 60,0 24,1 58,3 22,3 56,0 20,5 53,1 19,7 50,5 18,74 40,0 15,0 16,0 8,0 15,0 7,9 14,5 7,35 2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,06 34,2 12,9 35,2 13,0 35,5 13,2 34,8 12,8 34,0 12,1 33,3 11,57 47,1 19,0 47,2 19,0 47,5 19,3 47,9 19,5 48,0 19,6 48,1 19,58 18,0 8,5 19,0 9,2 23,2 10,0 27,3 11,59 23,2 9,2 23,0 9,0 23,0 8,6 23,4 9,4 23,5 9,3 23,7 9,4

10 8,9 3,4 12,9 5,311 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,512 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5

mai/08 jun/08 jul/08Barra fev/08 mar/08 abr/08

58

FIGURA 20 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE MAIO

4.2.1 TOPOLOGIA JUNHO

A Topologia Junho, ilustrada pela Figura 21, é a topologia dos meses de

Junho e Julho.

no. Tipo MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar1 19,0 10,8 16,5 8,9 15,0 8,4 14,1 7,7 13,5 7,0 12,8 6,72 34,4 18,5 35,0 18,6 35,6 18,9 36,5 19,2 37,5 19,4 38,5 19,73 1 64,1 26,5 60,0 24,1 58,3 22,3 56,0 20,5 53,1 19,7 50,5 18,74 40,0 15,0 16,0 8,0 15,0 7,9 14,5 7,35 2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,06 34,2 12,9 35,2 13,0 35,5 13,2 34,8 12,8 34,0 12,1 33,3 11,57 47,1 19,0 47,2 19,0 47,5 19,3 47,9 19,5 48,0 19,6 48,1 19,58 18,0 8,5 19,0 9,2 23,2 10,0 27,3 11,59 23,2 9,2 23,0 9,0 23,0 8,6 23,4 9,4 23,5 9,3 23,7 9,4

10 8,9 3,4 12,9 5,311 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,512 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5

mai/08 jun/08 jul/08Barra fev/08 mar/08 abr/08

59

FIGURA 21 TOPOLOGIA JUNHO

Para o mês de Junho, há apenas mudanças nas cargas, que será alterado

utilizando-se da Planilha de Cargas Mensal e tendo como base o PAR-Julho,

conforme explicado na Figura 22.

60

FIGURA 22 ALTERAÇÃO DE CARGA E EXECUTÁVEL PARA MÊS DE JUNHO

Como o mês de Julho é um mês com PAR, o arquivo de entrada do

ANAREDE é composto apenas do executável, conforme Figura 23.

FIGURA 23 EXECUTÁVEL DO MÊS-PAR DE JULHO

4.3 SAÍDAS

no. Tipo MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar1 19,0 10,8 16,5 8,9 15,0 8,4 14,1 7,7 13,5 7,0 12,8 6,72 34,4 18,5 35,0 18,6 35,6 18,9 36,5 19,2 37,5 19,4 38,5 19,73 1 64,1 26,5 60,0 24,1 58,3 22,3 56,0 20,5 53,1 19,7 50,5 18,74 40,0 15,0 16,0 8,0 15,0 7,9 14,5 7,35 2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,06 34,2 12,9 35,2 13,0 35,5 13,2 34,8 12,8 34,0 12,1 33,3 11,57 47,1 19,0 47,2 19,0 47,5 19,3 47,9 19,5 48,0 19,6 48,1 19,58 18,0 8,5 19,0 9,2 23,2 10,0 27,3 11,59 23,2 9,2 23,0 9,0 23,0 8,6 23,4 9,4 23,5 9,3 23,7 9,4

10 8,9 3,4 12,9 5,311 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,512 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5 12,0 3,5

mai/08 jun/08 jul/08Barra fev/08 mar/08 abr/08

61

Tendo os arquivos de entrada para o software ANAREDE, faz-se a execução

de cada um deles e as saídas serão arquivos contendo três relatórios:

- Relatório por Barras;

- Relatório por Circuito CA;

4.3.1 RELATÓRIO POR BARRAS CA

Este relatório é criado tendo as barras como referência. Para cada barra, são

apresentadas as suas configurações de identificação (número, tipo, nome, entre

outros) e as suas respostas de tensão, geração, fator de carga, elo CC, shunt,

motor, entre outros no contexto do sistema.

As Figuras 24, 25, 26, 27, 28 e 29 a seguir são os relatórios de saída do

ANAREDE para o Sistema de 12 Barras.

FIGURA 24 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS PAR DE FEVEREIRO

62

FIGURA 25 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE MARÇO

FIGURA 26 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE ABRIL

63

FIGURA 27 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE MAIO

FIGURA 28 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS DE JUNHO

64

FIGURA 29 RELATÓRIO POR BARRAS DO MÊS PAR DE JULHO

4.3.2 RELATÓRIO POR CIRCUITO CA

Este relatório é criado tendo as linhas como referência. Para cada linha, são

apresentadas as suas configurações de identificação (número, tipo, nome, entre

outros) e as suas respostas de tensão, geração, fator de carga, elo CC, shunt,

motor, entre outros no contexto do sistema.

A Figura 30 mostra o relatório de saída do ANAREDE para o Sistema de 12

Barras do mês de Fevereiro. No anexo são apresentados os demais relatórios do

período de estudo.

65

FIGURA 30 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS PAR DE FEVEREIRO

66

FIGURA 31 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE MARÇO

67

FIGURA 32 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE ABRIL

68

FIGURA 33 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE MAIO

69

FIGURA 34 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS DE JUNHO

70

FIGURA 35 RELATÓRIO POR LINHAS DO MÊS PAR DE JULHO

4.3.3 RELATÓRIO GERAL

Neste relatório estão os totais de geração, carga, perdas, entre outros de

todo o sistema.

As Figuras 36 a 41 a seguir são os relatórios de saída do ANAREDE para o

Sistema de 12 Barras.

71

FIGURA 36 RELATÓRIO GERAL DO MÊS PAR DE FEVEREIRO

FIGURA 37 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE MARÇO

FIGURA 38 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE ABRIL

72

FIGURA 39 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE MAIO

FIGURA 40 RELATÓRIO GERAL DO MÊS DE JUNHO

FIGURA 41 RELATÓRIO GERAL DO MÊS PAR DE JULHO

A partir destes relatórios é possível prever eficazmente os montantes que

devem ser contratados. Por exemplo, caso este sistema fosse ligado à rede básica,

supondo a barra 7 como sendo parte da rede básica, seria necessário contratar os

montantes conforme mostra a TABELA X. Além disso, esses dados de saída podem

ser compilados num gráfico para uma visualização mais clara da evolução dos fluxos

no período, como ilustra a Figura 42.

73

PREVISÃO DE MONTANTE ENTRE DOIS PARES

4747,147,247,347,447,547,647,747,847,9

48

Fevere

iroMarço Abri

lMaio

Junh

oJu

lho

Meses

Car

ga (M

W)

Previsão deContratação

FIGURA 42 PREVISÃO DE MONTANTES DE USO ENTRE DOIS PARES

Desta forma fica simples, rápido e seguro fazer a contratação dos

montantes.

74

5. CONCLUSÃO

5.1 CONCLUSÕES

Neste trabalho foi feita uma pesquisa bibliográfica no intuito de melhor

conhecer o antigo e novo modelo do setor elétrico, e junto disso, entender o porquê

da necessidade do desenvolvimento desta metodologia, que nada mais é do que

uma necessidade que surgiu em decorrência das mudanças ocorridas devido á

reestruturação do setor elétrico.

Entender o que é o MUST, quem deve contratá-lo, por que ele é necessário

e como é feita esta contratação, desperta um interesse pelo aperfeiçoamento das

técnicas utilizadas. A busca por programas que auxiliassem da melhor forma

possível para o cálculo destes montantes, o desenvolvimento duma seqüência de

passos a serem seguidos e a correta análise dos resultados foram essenciais para a

determinação da metodologia.

Os resultados obtidos foram satisfatórios, já que os montantes, para o

sistema de 12 barras, foram previsto, o que demonstra que o objetivo deste projeto

foi alcançado. Mas para uma melhor visão do desempenho da metodologia, seria

interessante a aplicação da mesma num sistema real, para melhor avaliar a

eficiência, detectar possíveis falhas e acrescentar outras funcionalidades.

Para trabalhos futuros, seria interessante a implementação da metodologia

para, como já foi dito, ser possível a sua utilização num sistema real.

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REFERÊNCIAS

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