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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE CIÊNCIAS SOCIAIS APLICADA
DEPARTAMENTO DE ECONOMIA
RODINEIS EDUARDO COLOMBO
A SISTEMÁTICA DE CONTRATAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO
AMBIENTE LIVRE
NATAL - RN
2016
RODINEIS EDUARDO COLOMBO
A SISTEMÁTICA DE CONTRATAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO
AMBIENTE LIVRE
Monografia apresentada ao Departamento de
Economia da Universidade Federal do Rio
Grande do Norte (DEPEC/UFRN) como parte
dos requisitos necessários para obtenção do título
de Bacharel em Ciências Econômicas.
Orientadora: Profa. Dra. Luziene Dantas de Macedo
NATAL - RN
2016
RODINEIS EDUARDO COLOMBO
A SISTEMÁTICA DE CONTRATAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO
AMBIENTE LIVRE
Trabalho de conclusão de curso apresentado e aprovado em ___/___/___ pela Banca
Examinadora composta pelos seguintes membros:
_________________________________________
Profa. Dra. LUZIENE DANTAS DE MACEDO
Orientadora – DEPEC/UFRN
________________________________________
Profa. Dra. MARIA LUSSIEU DA SILVA
Examinadora – DEPEC/UFRN
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus, sobretudo por me conceder saúde, pois sem ela nada
seria possível; obrigado pela proteção diária e constante e por me fortalecer nos momentos e
períodos mais difíceis dessa longa caminhada, bem como por há seis anos ter me concedido a
oportunidade de iniciar e agora concluir essa etapa.
Agradeço a minha amada esposa Lidivânia Clarice do Nascimento Colombo,
responsável pelo meu retorno ao curso de Economia e por minha vinda e trajetória na UFRN;
obrigado pela compreensão, pela paciência, por todo o companheirismo e presença diária em
todas as etapas e momentos; obrigado pelo cuidado, pelo carinho, pelo amor e por toda
preocupação dedicada a mim.
Aos meus pais Antônio Roberto Colombo e Maria de Lourdes Sarti e minha irmã
Fabiana Aparecida Colombo, por sempre estarem tão perto e tão próximos mesmo estando
distante; obrigado pelos ensinamentos, pela base familiar e educacional que me deram, por
todo o apoio e compreensão.
A minha orientadora Profa. Dra. Luziene Dantas de Macedo; obrigado pelo
incentivo, pelo apoio, pela dedicação e por ter me guiado e conduzido nessa etapa final do
curso, compartilhando todo conhecimento, contribuindo com o seu melhor e sendo
determinante para a conclusão deste trabalho.
Obrigado a todos os professores e professoras do Departamento de Economia e da
UFRN, pelos ensinamentos e conhecimento compartilhado ao longo dessa jornada; obrigado
pela dedicação, sabedoria e por terem contribuído para minha formação acadêmica como
Economista. Especialmente, quero agradecer aos professores doutores Fabrício Pitombo
Leite e Odair Lopes Garcia pelas conversas e orientações acerca do objeto da pesquisa, bem
como a professora Dra. Maria Lussieu da Silva por ter aceitado o convite para fazer parte
da banca de defesa deste TCC e pela leitura cuidadosa e contribuições dadas.
E a todos da turma de Ciências Econômicas 2011.1 e também de outras que
caminharam junto comigo ao longo desses 6 anos, obrigado pelo convívio diário e
harmonioso, por compartilharem conhecimento, sentimentos e momentos.
RESUMO
Este trabalho objetiva analisar o Ambiente de Contratação Livre (ACL) de energia elétrica,
sua sistemática e caracterização, e, principalmente, sua importância para a economia e
desenvolvimento empresarial, destacando-se a indústria e o comércio. A análise parte da
hipótese de que toda a sistemática de contratação de energia elétrica no ACL é de
fundamental importância para expansão do mercado livre de energia e amadurecimento do
próprio Setor Elétrico Brasileiro (SEB) como um todo, bem como é determinante para o
processo de competitividade da indústria e comércio brasileiro na medida em que consegue
contratar energia elétrica a preços menores que os praticados no Ambiente de Contratação
Regulado (ACR) e, dessa forma, os setores produtivo e comercial conseguem reduzir seus
custos. A metodologia inclui uma pesquisa bibliográfica sobre o SEB e o mercado de
contratação de energia elétrica, bem como destaca-se a análise da regulamentação e legislação
aplicada e vigente no setor, além da discussão dos números e dados sobre a contextualização e
caracterização do ACL. Os resultados apontam para um mercado de energia elétrica
competitivo nos dois ambientes de contratação, ressaltando-se a relevância do ACL em
termos de preços e mecanismos de contratação, uma vez que oferece um ambiente propício
para a expansão da comercialização da energia elétrica, e a possibilidade de um número maior
de potenciais consumidores aptos a migrarem para o ACL. Logo, foi possível constatar, a
partir do acesso aos documentos oficiais e dados disponibilizados na Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a expansão não somente da quantidade dos
agentes, mas também da energia consumida e contratada, principalmente por parte dos
consumidores especiais. Os desafios para os agentes que desejam migrar do mercado cativo
para o livre estão relacionados com a intensificação da contratação e utilização de fontes
renováveis incentivadas, o que implica atuar sob garantia de abastecimento de eletricidade a
preços atrativos e condizentes com os diferentes tipos de atividades realizadas no mercado de
bens e serviços, além do que o ACL exige do consumidor livre ou especial um amplo
planejamento do consumo/demanda de energia elétrica ao longo do tempo.
Palavras-chaves: Setor Elétrico Brasileiro; Mercado e Comercialização de Energia Elétrica;
Ambiente de Contratação Livre.
ABSTRACT
This paper aims to analyze the Free Contracting Environment (ACL) of electricity, its
systematics and characterization, and, mainly, its importance for an economy and business
development, highlighting an industry and commerce. The analysis starts from the hypothesis
that a whole system of contracting non-ACL electric energy is of fundamental importance for
the expansion of the energy market and maturation of the Brazilian Electric Sector (SEB) as a
whole, as well as determining for the Competitiveness process Of the Brazilian industry and
commerce in that it can contract electricity at lower prices than those practiced in the
Regulated Contracting Environment (ACR) and, in this way, the productive and commercial
sectors are able to reduce their costs. The methodology includes a bibliographical research on
the SEB and the electric energy contracting market, as well as an analysis of the regulations
and legislation applied in the sector, as well as the discussion of numbers and data on a
contextualization and characterization of the ACL. The results point to a competitive electric
energy market in the two contracting environments, highlighting a relevance of the ACL in
terms of prices and contracting mechanisms, since it offers an environment conducive to an
expansion of the commercialization of electricity, and a greater number of potential
consumers who are able to migrate to the ACL. Therefore, it was possible to verify, based on
access data to the documents and data made available in the Electric Energy Trading Chamber
(CCEE), an expansion not only of the quantity of agents but also of the energy consumed and
contracted. The challenges for the agents wishing to migrate from the captive market to the
book are related to the intensification of the contracting and use of incentivized renewable
sources, which implies acting under guarantee of electricity supply at attractive prices and
consistent with the different types of activities None Market of goods and services, in addition
to which the ACL demands from the free or special consumer an ample planning of
consumption / demand of electricity over time.
Keywords: Brazilian Electric Sector; Market and Commercialization of Electric Energy. Free
Contracting Environment.
LISTA DE TABELAS
Tabela 1- SEB - Perfil institucional antes do processo de privatização ................................... 17
Tabela 2 - Relação das empresas privatizadas.......................................................................... 20
Tabela 3 - Consumo de eletricidade na rede por classe ............................................................ 30
Tabela 4 - Número de Agentes ................................................................................................. 54
Tabela 5 - Consumo no centro de gravidade por ambiente de comercialização (em MW
médios). .................................................................................................................................... 55
Tabela 6 - Consumo dos agentes participantes do ACL (em MW médios). ............................ 55
Tabela 7 - Produtores independentes de energia elétrica - quantidade e taxa de variação anual
(%) ............................................................................................................................................ 58
Tabela 8 - Montantes de Contratos (MWmed) no centro de gravidade por classe de vendedor e
comprador. ................................................................................................................................ 60
Tabela 9 - Energia contratada pelo autoprodutor de energia (APE). ........................................ 61
Tabela 10 - Energia contratada pelo produtor independente (PI) ............................................. 61
Tabela 11 - Montante de contratos no centro de gravidade por classe do comprador (em MW
médios) transacionado pelo agente comercializador. ............................................................... 67
Tabela 12 - Quantidade de agentes por classe. ......................................................................... 68
Tabela 13 - Número de contratos por ambiente de negociação e classe .................................. 69
Tabela 14 - Montante de contrato de compra de consumidores livres e especiais no centro de
gravidade por duração (em MWmed). ...................................................................................... 70
Tabela 15 - Consumo de agentes livres e especiais, no centro de gravidade, por ramo de
atividade (em MWmed). ........................................................................................................... 71
Tabela 16 - Tarifas médias por classe de consumo (R$/MWh) ............................................... 72
Tabela 17 - Tarifas médias por tensão de fornecimento (R$/MWh). ....................................... 73
Tabela 18 - Distribuição da Geração (em MWmed) e Capacidade (MW) das usinas de geração
de eletricidade por tipo de fonte renovável .............................................................................. 75
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – SEB - Estrutura Institucional .................................................................................. 25
Figura 2 - Capacidade de Geração Instalada por Fonte ............................................................ 27
Figura 3 – Evolução da capacidade instalada por fonte de geração. ........................................ 28
Figura 4 - PLD - Valores médios anuais (em R$/MWh), maio de 2003 a setembro de 2016 .. 41
Figura 5 – PLD - Valor anual médio (em R$/MWh) – maio de 2003 a março de 2005. ......... 41
Figura 6 - PLD - Média mensal (em R$/MWh), 2014. ............................................................ 43
Figura 7 - PLD - Valores mensais (em R$/MWh), 2015. ........................................................ 45
Figura 8 – PLD - Valores mensais (em R$/MWh), 2016. ........................................................ 46
Figura 9 - Participação dos agentes (%). .................................................................................. 54
Figura 10 - Participação do ACL (%) no consumo médio de energia ...................................... 55
Figura 11 - Participação dos agentes do ACL (%) no consumo médio de energia .................. 56
Figura 12 – Produtores independentes de energia elétrica - Participação (%) sobre total de
agentes registrados na CCEE e sobre os agentes geradores. .................................................... 58
Figura 13 - Número de consumidores livres e especiais .......................................................... 59
Figura 14 - PI e APE – Participação (%) sobre o consumo total e sobre o consumo no ACL . 59
Figura 15 - Participação (%) da energia contratada pelo autoprodutor. ................................... 62
Figura 16 - Participação (%) da energia contratada pelo produtor independente .................... 62
Figura 17 - Participação (%) do comercializador sobre os montantes de energia elétrica
contratados no ACL. ................................................................................................................. 68
Figura 18 - Participação (%) dos agentes por classe ................................................................ 69
Figura 19 - Duração dos contratos de compra dos consumidores livres e especiais ................ 70
Figura 20 - Participação (%) do consumo de consumidores livres e especiais por ramo de
atividade. .................................................................................................................................. 72
Figura 21 - Índices trimestrais e de longo prazo para energia convencional e incentivada ..... 74
Figura 22 - Beneficio acumulado no mercado livre (em R$). .................................................. 74
Figura 23 - Participação da geração das usinas movidas por fonte renovável no ACL, ACR e
PROINFA. ................................................................................................................................ 76
Figura 24 - Participação (%) da capacidade das usinas movidas por fonte renovável no ACL,
ACR e PROINFA. .................................................................................................................... 76
LISTA DE QUADROS
Quadro 1 - ACR - Tipos de Leilões. ......................................................................................... 37
Quadro 2 - ACL e ACR - Diferença entre participantes, contratação, tipos de contratos e
preço. ........................................................................................................................................ 52
Quadro 3 - Requisitos para se tornar consumidor livre ............................................................ 53
Quadro 4 - Requisito para se tornar consumidor especial. ....................................................... 53
Quadro 5 - Cronologia das regras de migração para o ACL aplicada aos consumidores
conectados antes de 08/07/1995. .............................................................................................. 63
Quadro 6 - Etapas de migração para o ACL. ............................................................................ 65
LISTA DE SIGLAS
ABRACEEL – Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia
ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica
ACL – Ambiente de Contratação Livre
ACR – Ambiente de Contratação Regulada
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
APE – Autoprodutor de Energia
BIG - Banco de Informações de Geração
BIG - Banco de Informações de Geração (BIG)
CCC - Conta de Consumo de Combustível
CCD - Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição
CCEAL – Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica no Ambiente Livre
CCEAR - Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado
CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CCPE - Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão
CCT – Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão
CDE - Conta do Desenvolvimento Energético
CEI – Compra de Energia Incentivada
CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais
CEPEL - Centro de Pesquisa de Energia Elétrica
CER – Contrato de Energia de Reserva
CFURH - Compensação Financeira pelo Uso dos Recursos Hídricos
CGH – Central de Geração Hidrelétrica
CGH – Central de Geração Hidrelétrica
CHESF – Companhia Hidrelétrica de São Francisco
CMO - Custo Marginal de Operação
CMSE - Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
CMSE - Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
CNPE - Conselho Nacional de Política Enérgica
CNPJ – Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica
CONUER - Contratos de Uso de Energia de Reserva
COPEL - Companhia Paranaense de Energia
CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz
CUSD - Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
CUST – Contrato de Uso do Sistema de Transmissão
DNAEE - Departamento de Águas e Energia Elétrica
EER - Encargo de Energia de Reserva
EPE - Empresa de Pesquisa Energética
EPE - Empresa de Pesquisa Energética
ESS - Encargo de Serviços do Sistema
FGV – Fundação Getúlio Vargas
GCOI - Grupo Coordenador para Operação Interligada
GW- Gigawatt
KV – Quilovolt
LER - Leilões de Energia de Reserva
MAE – Mercado Atacadista de Energia
MCP – Mercado de Curto Prazo
MME - Ministério de Minas e Energia
MP – Medida Provisória
MRE - Mecanismo de Realocação de Energia
MW- Megawatt
OIEE - Oferta Interna de Energia Elétrica
ONS - Operador Nacional do Sistema
PCH – Pequena Central Hidrelétrica
PCH – Pequenas Centrais Hidrelétricas
PDE – Plano Decenal de Energia
PIE – Produtor Independente de Energia
PLD – Prelo de Liquidações das Diferenças
PMO – Programa Mensal de Operações
PND - Programa Nacional de Desestatização
PPT - Programa Prioritário de Termeletricidade
PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
RAG - Receita Anual de Geração
RE-SEB - Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro
RGR - Reserva Global de Reversão
SEB – Setor Elétrico Brasileiro
SIN - Sistema Interligado Nacional
SIN – Sistema Interligado Nacional
SMF – Sistema de Medição para Faturamento
TUSD – Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
TUST– Taifa de Uso do Sistema de Transmissão
UHE – Usinas Hidrelétricas
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO ........................................................................................................................ 13
1. REGULAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO: da década de 1990 a reforma de
2004. ......................................................................................................................................... 16
1.1- A primeira Reforma e Privatizações do Setor Elétrico Brasileiro: década de 1990. ..... 16
1.2 - A segunda Reforma do SEB: modelo de 2004 até os dias atuais. ................................ 22
1.2.1- Organização Institucional do Novo Modelo do SEB ............................................. 24
1.3 - Matriz Elétrica Brasileira: uma breve apresentação e dados de previsão de crescimento
da capacidade de geração e consumo de eletricidade. .......................................................... 25
1.3.1- Energia Elétrica: discussão do lado da oferta de eletricidade ................................ 26
1.3.2 - Consumo de Energia: discussão do lado da demanda de eletricidade .................. 29
2. O MERCADO E OS AMBIENTES DE COMERCIALZIAÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA NO BRASIL ......................................................................................................... 31
2.1 - Regras Gerais de Comercialização de Energia Elétrica e o Ambiente de Contratação
Regulada (ACR). .................................................................................................................. 31
2.2 - Mercado de curto prazo (MCP) o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD): síntese e
discussão. .............................................................................................................................. 38
2.3 - Prorrogação das concessões de geração de energia elétrica e o regime de cotas (Lei nº
12.783/15): uma breve discussão. ......................................................................................... 46
3 - AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE DE ENERGIA ELÉRICA: caracterização e
discussão. .................................................................................................................................. 51
3.1 - Contextualização do Mercado Livre de Energia .......................................................... 51
3.2 - Regras de comercialização e caracterização do ACL. .................................................. 56
3.3 - Consumidores livres por ramo de atividade. ................................................................ 71
3.4 – Tarifas de energia elétrica: uma breve apresentação dos dados atuais ........................ 72
3.5 – Fonte de energia elétrica contratada no ACL. ............................................................. 75
CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................................................... 77
13
INTRODUÇÃO
Ao longo do tempo, desde o surgimento da energia elétrica no final do século XIX, a
indústria de energia elétrica e o processo de eletrificação sempre estiveram relacionados
diretamente com o processo de desenvolvimento social e econômico do país e/ou região. O
Setor Elétrico Brasileiro (SEB) e a indústria de energia elétrica passaram por diversas
transformações e adequações para chegar ao modelo atual e vigente, sendo possível dividir as
transformações e a evolução do SEB em três macros períodos.
O primeiro deles, entre o final do século XIX até a década de 1930, caracterizado pela
presença de empresas privadas, sobretudo de capital estrangeiro que controlavam a geração e
a distribuição de energia elétrica, sendo também um período de relativa desregulamentação,
onde as empresas existentes objetivavam atender principalmente os interesses do capital.
A partir da década de 1930, a proposta de um estado mais competitivo e presente
ganha força e, considerando as mudanças de paradigmas do pensamento econômico, presente
em vários países, o poder público passa a atuar nos três segmentos da indústria de energia
elétrica, criando um monopólio estatal verticalizado. Esse segundo macro período, entre 1930
e 1990, é caracterizado por forte intervenção estatal, iniciada em 1934, com o Código de
Águas, mas que posteriormente essa intervenção assume outras atribuições reguladoras e
fiscalizadoras, passando a investir diretamente na geração de energia elétrica, principalmente
a partir da década de 1960 com a criação da Eletrobrás. (MALAGUTI; GASTALDO, 2009).
O período de expansão do SEB, experimentado até a década de 1970 e início de 1980,
começa a enfrentar um período de arrefecimento devido ao endividamento público brasileiro,
decorrente das duas crises do petróleo, ocorridas na década de 1970, e da elevação das taxas
de juros internacionais nesse período. Diante desse cenário, o estado foi perdendo sua
eficiência e liquidez, a tal ponto que a capacidade de investimento do SEB foi se reduzindo
drasticamente, tendo como resultados imediatos o endividamento das empresas do setor e a
redução da capacidade produtiva de geração de eletricidade. Conforme Malaguti (2009) “de
um monopólio verticalmente integrado bem-sucedido até a década de 70, evidenciaram-se,
nos anos subsequentes, ineficiências nessa composição industrial”.
O terceiro marco período é iniciado a partir da década de 1990, foco desse estudo, e
tem como principal elemento a instauração de privatizações e a redução do papel do Estado na
economia e, por consequência, no SEB, passando a ser um agente mais fiscalizador e menos
“produtor”. Apesar da reformulação realizada no SEB ao longo da década, as ações e
14
planejamento, leis e decretos não foram suficientes e capazes de impedir a crise de energia
elétrica ocorrida em 2001, sendo o desenvolvimento e implantação do atual modelo do SEB, a
partir desse período, o marco da reestruturação do modelo de contratação e comercialização
da energia elétrica do país, tendo o Estado assumido novamente o papel de planejar e
direcionar os investimentos necessários à expansão da capacidade geração e a garantia do
abastecimento ao longo do tempo.
Nesse contexto, o mercado livre de energia, criado em 1995 por meio da Lei nº 9.074,
começa a expandir-se a partir de 2004, destacando-se o Ambiente de Contratação Livre
(ACL) e as novas regras de comercialização, nos quais permitiram aos consumidores livres
escolherem o agente comercializador dessa energia, tendo o preço, condições de mercado,
quantidade e duração dos contratos o espaço necessário de negociação a partir dos contratos
bilaterais realizados entre os agentes geradores e consumidores, ou mesmo por intermédio de
um comercializador.
Atualmente, o ACL representa aproximadamente 25% de toda a carga nacional de
energia elétrica, mas possui potencial máximo para atingir 48%, sendo o consumidor especial
o agente que possui maior potencialidade de crescimento relativo, no qual poderá atingir 16%
de representatividade, contra os 3% atuais, enquanto que os consumidores livres,
autoprodutores e produtores independentes de energia, que representam 22% no ACL,
passariam a apresentar 29%. (ABRACEEL, 2016).
Nesse sentido, o objetivo desse trabalho é entender a sistemática de contratação de
energia elétrica no ambiente livre, buscando entender as regras de comercialização, sua
contextualização, caracterização e a dinâmica de atuação dos agentes.
A justificativa está relacionada ao fato de a energia elétrica ser um insumo básico para
a realização de toda a cadeia produtiva de bens e serviços, compondo, assim, um dos itens da
formação de preço das mercadorias, sendo, nesse sentido, sua contratação e comercialização
imprescindível à dinâmica do mercado e estabelecimento das políticas de oferta de todos os
bens comercializados no mercado. Optou-se, assim, pela análise do ACL por entender ser este
mecanismo de contratação e comercialização da eletricidade no país uma alternativa para a
aquisição desse insumo a preços mais competitivos do que os praticados no ACR, sobretudo
para as empresas do setor industrial e comercial.
O estudo envolve, assim, uma análise da dinâmica e dos elementos que compõem o
processo de contratação/comercialização de energia elétrica no ambiente livre, procurando
entender a sistemática da expansão desse mercado e os desafios inerentes às operações de
compra e venda de energia no período analisado. Trata-se de uma pesquisa teórico-empírica
15
sobre o ambiente de contratação livre de energia elétrica, cuja base de discussão está na
análise da bibliografia acerca do tema em questão e na coleta de dados secundários. Do ponto
de vista do método, pode-se classificar essa pesquisa como do tipo exploratória, pois a ideia é
analisar a partir dos dados oficiais e disponibilizados na Internet o ACL nos seus aspectos
mais específicos, associando-o, quando for o caso, as outras modalidades de contratação de
energia existente tais como o ACR e o MCP.
Portanto, a maioria da coleta de dados será realizada via documentos oficiais,
particularmente em sites tais como Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE),
Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Ministério de Minas e Energia (MME), Agência
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), bem como em outras fontes disponibilizados na
Internet, tais como no Canal Energia, Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia
(ABRACEEL), Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (ABRADEE),
dentre outros.
Para tanto, esse trabalho está dividido em três capítulos. O primeiro apresenta uma
visão geral do SEB, abordando as transformações históricas associadas ao processo de
regulação do referido setor entre 1990 e 2004, além do que será discutido sucintamente alguns
dados de previsão de crescimento da capacidade de geração e consumo de eletricidade. No
segundo capitulo é apresentada uma visão geral do mercado e do ambiente de
contratação/comercialização de energia elétrica no Brasil, expondo incialmente as regras
gerais de comercialização de energia elétrica no ACR e a dinâmica do MCP, relacionando-as
com os efeitos e impactos da Medida Provisória 579 (MP 579), transformada na Lei de nº
12.783/13, sobre a própria dinâmica do SEB nos seus mecanismos de contratação de energia
elétrica, destino e preços praticados. O ACL, ou simplesmente “Mercado Livre”, é abordado
no terceiro capítulo e visa entender sua organização, contextualização, as regras de
comercialização e caracterização do ambiente de contratação de energia elétrica, bem como
discutir a dinâmica de atuação dos agentes por ramo de atividade, tarifas de energia elétrica e
as fontes de geração de eletricidade contratadas no mercado livre e regulação. Por fim, segue
as considerações finais.
16
1. REGULAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO: da década de 1990 a
reforma de 2004.
Este capítulo apresenta uma visão geral do SEB, discutindo os fundamentos básicos
das reformas e reestruturações ocorridas no setor na década de 1990 e partir de 2004 aos dias
atuais. Posteriormente, faz-se uma apresentação de alguns dados sobre a oferta e consumo de
energia elétrica, tomando-se como base o Plano Decenal de Expassão de Energia, chamado de
PDE 2024.
1.1- A primeira Reforma e Privatizações do Setor Elétrico Brasileiro: década de 1990.
Para o Setor Elétrico Brasileiro (SEB), a década de 1990 foi caracterizada por
dificuladades e transformações em sua estrutura. Com o endividamento das empresas estataias
atuantes no SEB, os investimentos foram reduzidos e como consequência os planos de
expansão de geração de energia elétrica comprometidos e descontinuados. O cenário de
endividamento e falta de investimento estatal, transformou a possibilidade de falta de energia
- presente desde o início da década - em uma realidade. Diante desse contexto, o processo de
privatização foi apresentado como opção e uma das alternativaa para soluciionar os problemas
financeiros das concesisonárias, as quais precisavam com urgência se reestrututar. No entanto,
o sucesso do processo de privatização dependia da regulamentação de suas atividades.
(GASTALDO, 2009)
No início da década de 1990, toda a coordenação do SEB estava predominantemente
centralizado na Eletrobrás, sendo a controladora de empresas que atuavam em todos os
segmentos: geração, transmissão e também distribuição. Entre as empresas de geração e
transmissão, era a a empresa controladora de quatro grandes empresas regionais, as quais
juntas detinham aproximadamente 57% da capacidade total de greação, possuindo ainda
participação minoritária nas empresas estatais que detinham a capacidade restante de geração.
Na distribuição de energia, controlava empresas estatais como a Light do Rio de Janeiro e
Escelsa do Espirito Santo, mas também possuia participação minoritária em empresas
municpais e de investidores privados. (BAER e MACDONALD, 1997, pag. 21)
A tabela 1 apresenta o perfil institucional do SEB, mostrando o estado como centralizador
de todas as decisões, atuando diretamente no setor e consequentemente diminuindo a
importância das instituições, o qual tinha a Eletrobrás como empresa holding e principal meio
e instrumento de intervenção no setor. Como proprietário das empresas mais importantes, a
17
União concentrava as atividades de geração e transmissão e os estados as de distribuição. O
Ministério de Minas e Energia – MME era responsável pelas políticas setoriais, e o órgão
regulador representado pelo Departamento de Águas e Energia Elétrica (DNAEE). As quatro
principais empresas de geração e transmissão (Eletrosul, Furnas, Chesf e Eletronorte) e duas
de distribuição federais (Escelsa e Light) eram controladas pela Eletrobrás, além de outras
empresas como a Nuclen, empresa responsável pela geração de eletricidade a partir de fonte
nuclear, a parte nacional da hidrelétrica de Itaipu e o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
(CEPEL), órgão encarregado de realizar pesquisas do setor elétrico. (LOSEKANN, 2003, p.
145).
Parte das 29 concessionárias estaduais que prestavam serviços de distribuição detinha
participação em ativos de geração e transmissão de empresas como Companhia Energética de
Minas Gerais (CEMIG) e a Companhia Paranaense de Energia (COPEL). Uma grande
quantidade de pequenas empresas municipais e privadas participava do sistema elétrico,
gerando e distribuindo eletricidade para municípios do interior do país, porém apesar de
serem muitas empresas, possuíam pequena representatividade sobre todo o setor.
(LOSEKANN, 2003, p. 146)
Tabela 1- SEB - Perfil institucional antes do processo de privatização
Órgão / Empresa Função
MME Política Setorial
DNAEE Órgão Regulador
Eletrobrás Holding
Itaipu Geração - Binacional
Eletrosul
Geração/Transmissão - Federais Furnas
CHESF
Eletronorte
Escelsa Distribuição - Federais
Light
CESP Geração - Estadual
CEMIG
Geração/Transmissão/Distribuição - Estaduais COPEL
CEEE
CELG
24 empresas Distribuição - Estaduais
4 empresas Distribuição - Municipais
20 empresas Geração / Distribuição - Privadas
Nota: a) A Eletronorte também atua como distribuidora para consumidores eletrointesivos e atende também a
sistemas isolados; b) A CESP considerada como uma geradora, mas como distribuidora atende a grandes
consumidores, que compõem o nono maior mercado do país.
Fonte: Losekann (2003) apud Oliveira et al. (1999).
18
Diante da opção pela redução do papel do Estado, o governo brasileiro decidiu lançar
um abrangente programa de desestatização. Com a publicação da Lei nº 8.031/1990, foi
criado o Programa Nacional de Desestatização (PND), e em 1992 o Governo sinalizou a
intenção de privatizar as empresas do grupo Eletrobrás. (TONIM, 2009, p.18 apud
RAMALHO, 2003).
A condição prévia para que se implantasse o modelo foi a decisão de desverticalizar a
cadeia produtiva, separando as atividades de geração, transmissão, distribuição e
comercialização de energia elétrica, as quais a partir daquele momento, passariam a ser
consideradas áreas de negócios independentes.
Em 1993, com a aprovação da Lei 8.631, é dado o primeiro passo na direção de uma
reforma que privilegiasse a mercantilização do SEB. Logo, por meio das principais mudanças
ocorridas, como a eliminação do nivelamento geográfico das tarifas e dos 10% mínimos de
retorno sobre os ativos, a nova modalidade para a fixação das tarifas foi baseada na estrutura
de custos e projetada para refletir as necessidades de fluxo de caixa das empresas, em vez de
constituir uma meta arbitrária para o retorno do ativo.
Ainda em relação a Lei 8.631, cabe destacar que foram definidos dois conjuntos de
tarifas de energia elétrica: a tarifa de suprimento e a de fornecimento. A tarifa de suprimento
diz respeito ao índice de atacado cobrado por uma geradora de energia elétrica na venda para
as empresas de distribuição, enquanto que a tarifa de fornecimento era considerada o índice
cobrado do consumidor final pelas empresas de distribuição de energia, sendo que os índices
cobrados eram diferentes para cada setor (domicilio, indústrias, empresas comerciais),
diferenciando-se, também, de acordo com a quantidade de energia consumida.
Apesar dessa tentativa, a Lei 8.631 não foi inicialmente eficiente para recuperação do
valor real das tarifas do setor elétrico, pois, mesmo após a promulgação da referia lei, o
governo federal decidiu que os reajustes das tarifas públicas deveriam ser realizados abaixo
do índice de inflação.
Do ponto de vista técnico, o programa de privatização já havia iniciado, mas ainda não
possuía um forte compromisso por parte do governo federal em implanta-lo. Somente em
1995 é que a estruturação e privatização do setor elétrico ocorreram, sendo nesse mesmo ano
aprovada no Congresso a Lei Geral de Concessões nº 8.987, no qual possibilitou em 1995, a
entrada de capital privado no SEB e implantação da sistemática de licitações competitivas
para concessões. No mesmo ano, a Lei de Conversão das Concessões Elétricas nº 9.074 criou
as figuras do consumidor livre e do produtor independente de energia, indispensáveis para a
19
instalação de um ambiente competitivo, além do que, instituiu o livre acesso às redes de
transporte. (FERREIRA, 2000, p.195)
Na prática, as referidas leis definiram as bases da primeira reforma do setor elétrico e
conforme Tonim (2009) apud Ramalho (2003) os principais pontos abordados foram:
(i) licitação de novos potenciais hídricos, visando proporcionar competição na
geração; (ii) livre acesso à rede de transmissão e definição de uma malha básica; (iii)
divisão dos consumidores entre livres e cativos; (iv) regulação por tetos tarifários; (v)
introdução do Produtor Independente de Energia (PIE), regulamentado pelo Decreto n.
2.003/1996; (vi) obrigatoriedade de conclusão de projetos paralisados, ou mesmo nova
licitação dessas concessões; e (vii) mecanismos facilitadores para a privatização.
(TONIM, 2009 apud RAMALHO, 2003)
A partir desse conjunto de leis, foi iniciado o processo de privatização do SEB,
primeiramente com as distribuidoras e posteriormente as geradoras. O início pelas
distribuidoras foi justificado pelo faturamento dessas empresas ser oriundo diretamente do
consumidor final e não de empresas estatais, que possuíam perfil e histórico de inadimplência
no setor. Esse movimento transmitiria maior credibilidade, sendo uma forma de evitar a
resistência e desconfiança dos investidores. Em relação a geração, os investimentos
envolviam maiores incertezas, sobretudo devido ao desenho institucional e regulatório não
estar implantado.
O governo objetivava vender a totalidade dos ativos de distribuição e iniciou pelas
empresas que estavam sobre responsabilidade federal. As primeiras a serem vendidas foram a
Escelsa, distribuidora do estado ES, e a Light do RJ. Na geração, devido a resistências
políticas e de especialistas do setor, o processo foi um pouco mais demorado, mesmo assim
foram quatro empresas privatizadas, que corresponderam a 20% da receita setorial. As plantas
nucleares e a parte nacional de Itaipu continuaram sobre propriedade do estado.
O avanço do processo de privatização foi maior na distribuição, com 19 empresas
privatizadas. Dessas 19 empresas, destaca-se a Coelba-BA com 65% dos ativos vendidos,
cujos valores à época corresponderam a R$1,73 bilhões, AES Sul com 90% vendido ao valor
de R$1,5 bilhões. No total, foram privatizadas 23 empresas do SEB, as quais totalizaram um
valor arrecadado de aproximadamente R$ 26 bilhões, fazendo do SEB o setor que mais
contribuiu para o sucesso e efetivação do PND. A tabela 2 relaciona as empresas privatizadas,
informando data da privatização, estado de origem, empresa compradora, valor e % da venda.
(LOSEKANN, 2003, p. 150)
20
Tabela 2 - Relação das empresas privatizadas
Nome Data
Privatização UF Comprador
Preço - R$
Milhões
****
%
Vendida
Ágio
%
ESCELSA 12-jul-95 ES IVEN S. A., GTD
Participações 385 50 11,78
LIGHT 21-mai-96 RJ AES; Houston; EDF;
CSN. 2.230,00 51 0
CERJ (AMPLA) 20-nov-96 RJ Endesa (SP); Enersis;
Ed Port. 605,3 70,26 30,27
COELBA 31-jul-97 BA Iberdrola; BrasilCap;
Previ; BBDTVM 1.730,90 65,64 77,38
AES SUL 21-out-97 RS AES 1.510,00 90,91 93,56
RGE 21-out-97 RS CEA; VBC; Previ 1.635,00 90,75 82,7
CPFL 5-nov-97 SP VBC; Previ; Fundação
CESP 3015 57,6 70,1
ENERSUL 19-nov-97 MS Escelsa 625,6 76,56 83,79
CEMAT 27-nov-97 MT Grupo Rede; Inepar 391,5 85,1 21,09
ENERGIPE 3-dez-97 SE Cataguazes; Uptick 577,1 85,73 96,05
COSERN 11-dez-97 RN Coelba; Guaraniana;
Uptick 676,4 77,92 73,6
COELCE 2-abr-98 CE
Consócio Distriluz
(Enersis Chilectra,
Endesa, Cerj)
867,7 82,69 27,2
ELETROPAULO** 15-abr-98 SP Consórcio Lightgás 2.026,00 74,88 0
CELPA 9-jul-98 PA
QMRA Participações
S. A. (Grupo Rede e
Inepar)
450,3 54,98 0
ELEKTRO ** 16-jul-98 SP /
MS
Grupo Enron
Internacional 1.479,00 46,6 98,94
CACHOEIRA
DOURADA 5-set-97 GO
Endesa/Edegel/Fundos
de Investimentos 779,8 92,9 43,49
GERASUL * 15-set-98 RS Tractebel (Belga) 945,7 50,01 0
BANDEIRANTE* 17-set-98 SP EDP (Portugal) -
CPFL 1.014,00 74,88 0
CESP Tietê*** 27-out-99 SP AES Gerasul Emp. 938,07 - 29,97
BORBOREMA*** 30-nov-99 PB Cataguazes-
Leopoldina 87,38 - -
CELPE* 20-fev-00 PE Iberdrola/Previ/BB 1.780 79,62 -
CEMAR*** 15-jun-00 MA PP&L 552,8 86,25 -
SAELPA*** 31-nov-00 PB Cataguazes-
Leopoldina 363 - -
CTEEP 28-jun-06 SP ISA (Interconexión
Eléctrica S/A Esp.) 1.193 - 57,89
TOTAL 25.858,55
*Informações obtidas em jornais
Nota: **Informações sobre Num. de Consumidores e GWh obtidas no site da Empresa;
***Informações obtidas no site do Provedor de Informações Econômico-Financeiras do Setor Elétrico Brasileiro,
UFRJ/ELETROBRÁS; ****Valores em R$ à época.
Fonte: ABRADEE adaptado de MME (2016)
O Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (RE-SEB), elaborado através
da contratação de um consórcio liderado pela consultoria Coopers & Lybrand, definiu as
21
diretrizes da reforma. O trabalho da consultoria ocorreu em conjunto com especialistas
brasileiros e em 1997 foi apresentando o relatório final com o novo modelo, estrutura
industrial e a definição dos papéis das instituições. (LOSEKANN, 2003, p. 151)
As principais recomendações apresentadas no documento foram:
Criação de um mercado atacadista de eletricidade (MAE)1;
Estabelecimento de contratos iniciais de compra e venda de energia com vistas a criar
uma fase de transição para o mercado competitivo;
Desmembramento dos ativos de transmissão e criação de um Operador Nacional do
Sistema (ONS) para administrar o sistema interligado;
Organização das atividades financeiras e de planejamento da expansão, que ficou a
cargo do Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão (CCPE), coordenado
pela Secretaria de Energia do MME, no qual deveria orientar as ações do governo para
assegurar o fornecimento de energia elétrica, em conformidade com a Política
Energética Nacional definida pelo Conselho Nacional de Política Enérgica (CNPE).
(RAMALHO, 2003, p.24; FGV, 2014)
Conforme Tonim (2009), a próxima etapa para a legislação setorial foi dada em
dezembro de 1996 com a criação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL),
instituída como autarquia especial pela Lei n. 9.427/19962.
O aprimoramento da estrutura legal do SEB veio com a criação da agência reguladora,
fiscalizadora e mediadora (ANEEL), e muitas medidas de aprimoramento foram tomadas. A
Lei nº 9.433, de 8 de janeiro de 1997, instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e
criou o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos; a Lei 9.648, de 27 de maio
de 1998, criou o Mercado Atacadista de Energia (MAE) e a figura do Operador Nacional do
Sistema (ONS)3; o Decreto 2.335, de 6 de outubro de 1997, constituiu a ANEEL e aprovou
sua Estrutura Regimental4. (GASTALDO, 2009)
1 Ambiente para realização das transações de compra e venda de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional
(SIN), incluindo também as atividades de contabilização destas transações e liquidação das diferenças entre os
valores contratados e os verificados por medição. (RAMALHO, 2003, p.26) 2 A Lei n. 9.427/1996 também ampliou o universo dos chamados “consumidores livres”, permitindo que
consumidores com carga maior ou igual a 500 kW comprassem energia de PCHs, usinas de biomassa, eólica ou
solar, mediante contratos de compra e venda de energia elétrica diretamente com a usina 3 O ONS é uma pessoa jurídica de direito privado, sob a forma de associação civil, sem fins lucrativos, criado em
26 de agosto de 1998, pela Lei nº 9.648/98, com as alterações introduzidas pela Lei nº 10.848/04 e
regulamentado pelo Decreto nº 5.081/04. É o órgão responsável pela coordenação e controle da operação das
instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN), sob a
fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Para o exercício de suas atribuições
legais e o cumprimento de sua missão institucional, o ONS desenvolve uma série de estudos e ações a serem
exercidas sobre o sistema e seus agentes para manejar o estoque de energia de forma a garantir a segurança do
suprimento contínuo em todo o País. O ONS é constituído por membros associados e membros participantes,
22
Um dos resultados imediatos foi que em 1999, o sistema elétrico operava com uma
capacidade nominal instalada de 63,9 GW, sendo que para o período de 1999 a 2004, as
projeções da Eletrobrás apontavam um crescimento médio de consumo de energia de 5,5%
a.a., necessitando portando de uma capacidade instalada de 85GW. (PIRES et al., 2002 apud
RAMALHO, 2003, p 28)
Diante da iminente insuficiência de Oferta Interna de Energia Elétrica (OIEE), para o
período de 2001 a 2003, foi criado pelo governo através do Decreto 3.371 de 24 de fevereiro
de 2000, o Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), tendo inicialmente a Eletrobrás
atuando como compradora de última instância da energia gerada pelas usinas termelétricas
implantadas. Mas o PPT não foi implantado no tempo esperado, principalmente devido ao
embaraço que se instalou entre o MME, ANEEL, Petrobras e Ministério da Fazenda quanto
ao repasse da variação cambial do preço do gás aos consumidores no intervalo entre os
reajustes anuais de tarifas. Como o preço do gás é denominado em dólares e as regras da
moeda nacional só permitia o reajuste tarifário anual, havia dificuldade na compensação da
variação cambial. (RAMALHO, 2003; FGV, 2014).
Conforme previsões do ONS realizadas em dezembro de 2000, eram boas as
perspectivas e possibilidades para o ano seguinte ter uma situação mais favorável de
suprimento, porém as perspectivas mudaram completamente a partir da hidrologia
desfavorável, e em março de 2001 foi solicitado pelo ONS ao poder concedente o
contingenciamento de 20% da carga. O racionamento de energia foi anunciado em 11 de maio
de 2001 e iniciado em 1º de junho de 2001. (KELMAN, 2001, p.12)
Para Macedo (2015):
[...] o modelo do setor de energia elétrica, implementado na segunda metade da
década de 1990, não levou em consideração a especificidade do sistema elétrico
brasileiro, ocasionando sérios problemas que poderiam ter sido evitados, caso não
tivessem creditado toda a confiança no bom funcionamento do “mercado” e na sua
capacidade de assumir funções antes designadas às atividades específicas de
planejamento.
1.2 - A segunda Reforma do SEB: modelo de 2004 até os dias atuais.
Ao longo da década de 1990 foram realizadas diversas mudanças na legislação até a
edição da Medida Provisória nº 144, de dezembro de 2003, a qual reformulou novamente as
regras do SEB. A referida Medida Provisória, transformada em Lei nº 10.848, de 15 de março
compõe-se, assim, de empresas de geração, transmissão, distribuição, bem como de consumidores livres de
grande porte. Também participam importadores e exportadores de energia, além MME. (ONS, 2014). 4 Maiores detalhes sobre outras definições ocorridas no período ver Gastaldo (2009).
23
de 2004, estabeleceu o novo modelo institucional do setor elétrico no país. Conforme
Ministério de Minas e Energia (MME, 2003), os principais objetivos do programa são:
Garantir a segurança de suprimento;
Promover a modicidade tarifária;
Promover a inserção social no setor elétrico, em particular pelos programas de
universalização de atendimento.
A partir da introdução do novo modelo, uma das principais alterações em relação ao
modelo anterior, foi na forma de comercializar a energia elétrica. A competitividade do setor
de geração foi mantida com direcionamentos específicos, como o de garantir de forma
planejada a expansão da capacidade instalada, a segurança no suprimento e assegurar custos
menores na tarifa final. Ainda em relação à geração, a construção de novas usinas ficou
condicionada a demanda das distribuidoras, as quais deverão informar ao MME suas
projeções de demanda futura. Na realização dos leilões de concessão, o critério de maior
preço para se definir a empresa vencedora, foi substituído pelo de menor tarifa, e se antes a
empresa vencedora da concessão deveria conseguir a licença ambiental e ainda captar
mercados para vender sua energia, com as novas regras a realização do leilão passou a ocorrer
somente após a concessão da licença ambiental, além do vencedor do leilão ter garantido o
contrato de venda, chamado de Power Purchase Agreement (PPA). (BRDE, 2004).
Paralelamente à execução do modelo, foram criados novos agentes institucionais quais
sejam: a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE) e o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) 5. Além disso,
foram alteradas algumas condições importantes na dinâmica de atuação do SEB, cujas
características principais são, entre outros, conforme destaca a CCEE (2016):
Financiamento através de recursos públicos e privados; Empresas divididas por atividade: geração, transmissão, distribuição, comercialização,
importação e exportação; Convivência entre empresas estatais e privadas; Competição na geração e comercialização; Consumidores livres e cativos; Convivência entre Mercados livre e regulado; Contratação: 100% do mercado mais reserva; Sobras/déficits do balanço energético liquidados na CCEE;
5 Cuja função é acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletro
energético em todo o território nacional.
24
Mais do que uma nova organização institucional do SEB, o novo modelo revelava ser
uma tentativa do estado de retomar o processo de planejamento setorial do sistema elétrico do
país. Nesse sentido, as tomadas de decisões no setor seriam avaliadas e determinantes para o
processo de expansão da geração e distribuição de eletricidade, cujo objetivo maior era
assegurar uma oferta interna de energia elétrica (OIEE) capaz de atender uma demanda
crescente, no qual implicava ter que diversificar as fontes de geração de eletricidade e tornar o
ambiente de comercialização mais condizente com a capacidade de atendimento da demanda
no presente e futuro. Para tanto, necessitava-se de um ambiente institucional que pudesse unir
mercado, Estado, empresas privadas em torno da necessidade de fortalecer o setor em suas
diversas formas de geração e comercialização de energia elétrica.
1.2.1- Organização Institucional do Novo Modelo do SEB
O governo brasileiro, através de leis aprovadas em 2004, estabeleceu as diretrizes para
o funcionamento do atual modelo do SEB. Dentro destas diretrizes, ocorreram algumas
alterações importantes como, por exemplo, a definição do exercício do poder concedente ao
MME e a ampliação da autonomia do Operador Nacional do Sistema (ONS).
A atuação da ANEEL foi priorizada nos seus diversos papéis, em especial os de
regulação, fiscalização e do estabelecimento das tarifas, de forma a preservar tanto o
equilíbrio econômico-financeiro dos agentes como o de proteger os consumidores quanto aos
custos da energia fornecida.
Destaca-se, também, a importância do Conselho Nacional de Políticas Energéticas
(CNPE), cuja função principal é atuar como um órgão consultivo da Presidência da
República, tendo como principais atribuições a definição de diretrizes do SEB e a aprovação
das políticas energéticas formuladas pelo MME.
A Figura 1 apresenta a estrutura institucional do SEB.
25
Figura 1 – SEB - Estrutura Institucional
Fonte: ANEEL (2008)
Conforme a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (ABRADEE,
2016), destaca-se na estrutura institucional do SEB, aspectos técnicos e regulatórios a serem
considerados. No que tange aos aspectos técnicos pode-se inferir que no SEB existem agentes
de governo responsáveis pela política energética do setor, sua regulação, operação
centralizada e comércio de energia. Efetivamente, os agentes diretamente ligados à produção
e transporte de energia elétrica são os de geração, transmissão e distribuição. Em relação aos
aspectos regulatórios destacam-se as atividades de governo exercidas pelo CNPE, MME e
CMSE. As atividades regulatórias e de fiscalização são exercidas pela ANEEL. As atividades
de planejamento, operação e contabilização são exercidas por empresas públicas ou de direito
privado sem fins lucrativos, como a EPE, ONS e CCEE. As atividades permitidas e reguladas
são exercidas pelos demais agentes do setor: geradores, transmissores, distribuidores e
comercializadores.
1.3 - Matriz Elétrica Brasileira: uma breve apresentação e dados de previsão de
crescimento da capacidade de geração e consumo de eletricidade.
Um dos principais instrumentos de planejamento da expansão de energia elétrica no
Brasil, os planos decenais, é realizado a partir de um processo interativo entre estudos de
mercado de energia e planejamento energético, subsidiado por pesquisas e análises realizadas
pela EPE e MME. Desde 2007, os Planos Decenais foram ampliados, tendo uma abrangência
26
maior dos estudos, incorporando uma visão integrada da expansão da demanda e da oferta de
diversas fontes de geração de energia, entre as quais a eletricidade.
Nesse sentido, e com base nos resultados e dados disponíveis no PDE 2024 (MME/EPE,
2015), esse item irá mostrar, ainda que de forma superficial, as projeções para oferta e
demanda de energia elétrica.
1.3.1- Energia Elétrica: discussão do lado da oferta de eletricidade
A partir do Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (RE-SEB), de 1996,
o mercado brasileiro de energia elétrica tornou-se um setor desverticalizado em sua cadeia
produtiva, tornando-se independente das áreas de negócios como geração, transmissão,
distribuição e comercialização de energia elétrica. (CPFL RENOVÁVEIS, 2014)
Conforme informações disponibilizadas pela ABRADEE (2016):
No Brasil o segmento de distribuição de energia elétrica recebe grande quantidade de
energia do sistema de transmissão, distribuindo-a de forma pulverizada para
consumidores médios e pequenos, sendo responsável pela administração e operação
de linhas de transmissão de menor tensão (abaixo de 230 mil Volts), mas
principalmente das redes de média e baixa tensão, como aquelas instaladas nas ruas e
avenidas das grandes cidades. Atualmente, a distribuição de energia elétrica é
composta por 63 concessionárias, sendo essas empresas de distribuição as
responsáveis pela entrega de energia nas residências e também nos comércios e
indústrias de menor porte. Existem também unidades geradoras de menor porte,
normalmente menores do que 30 MW, que injetam sua produção nas redes do sistema
de distribuição. (ABRADEE, acessado em 02 de novembro de 2016)
Diferentemente do segmento de geração, a transmissão e a distribuição de energia no
Brasil, o mercado de energia tem seus preços regulados pela ANEEL, de modo que as
empresas não possuem mecanismos para determinar os preços, sendo estes inseridos nos
contratos de concessão, onde consta a precificação da energia com revisões e ajustes
periódicos.
Ainda conforme a ABRADDE (2016), o segmento de transmissão conta no Brasil com
77 concessionárias responsáveis pela administração e operação de mais de cem mil
quilômetros de linhas de transmissão, conectando, por esse meio, os geradores aos grandes
consumidores (ou distribuidoras).
A comercialização de energia elétrica é um segmento relativamente novo no Brasil, e
sua implantação deveu-se a primeira reforma do SEB, ocorrida na década de 1990.
A geração é o segmento da indústria de eletricidade responsável por produzir energia
elétrica e injetá-la nos sistemas de transporte (transmissão e distribuição) para que chegue aos
consumidores. (ABRADEE, 2016).
27
Ainda conforme informações disponibilizadas no endereço eletrônico da ABRADEE
(2016), até 2012 o segmento de geração era considerado competitivo no Brasil, pois a maioria
absoluta dos geradores era livre para negociar seus preços diretamente com consumidores
livres, ou por meio de leilões regulados. A partir de 2013, muitas usinas hidroelétricas antigas
passaram a ter seus preços controlados pela ANEEL, pois essa foi a condição para a
renovação antecipada de seus contratos de concessão
Conforme informações disponibilizadas no Banco de Informações de Geração (BIG)
da ANEEL, em 20 de março de 2016, a capacidade de geração do Brasil conta com um total
de 4.481 empreendimentos em operação, totalizando 142.158.487 KW de potência instalada.
Conforme dados da Figura 2, as usinas hidrelétricas correspondem a 61% da potência
fiscalizada (kW) em operação, seguidas pelas usinas de combustível fóssil com 17%,
biomassa 9%, eólica 6% e nuclear 1%. A importação de energia equivale a 6% do total, sendo
que dos 8.170.000 kW, 69% da energia elétrica importada é proveniente da Usina Itaipu
Binacional, localizada no Rio Paraná, 28% da Argentina, 2% da Venezuela e 1% do Uruguai.
Figura 2 - Capacidade de Geração Instalada por Fonte
Fonte: BIG (ANEEL, 20 de março de 2016).
Já para 2024 estima-se uma matriz de geração de energia elétrica onde as renováveis
deverão representar perto de 86%, superando a atual predominância destas fontes. Destaque
para a energia eólica, que, de uma representatividade de cerca de 3 % na matriz elétrica
Biomassa; 13.332.241; 9%
Eólica; 8.479.802; 6%
Fóssil; 26.174.385; 17%
Hídrica; 92.159.142; 61%
Nuclear; 1.990.000; 1%
Solar; 22.916; 0%
Importação; 8.170.000; 6%
Biomassa Eólica Fóssil Hídrica Nuclear Solar Importação
28
nacional, deverá passar para 11,6 % em 2024, devido projeção de expansão de
aproximadamente 20 GW no período (MME/EPE, 2015).
O que se projeta ao longo do período é a consolidação de um processo de
diversificação da matriz de energia elétrica nacional, que, embora ainda predominantemente
baseada em energia hidráulica, espera-se um crescimento expressivo de outras fontes
renováveis.
No PDE 2024 estão previstos investimentos globais da ordem de R$ 1,4 trilhão, dos
quais 26,7% correspondem ao segmento de energia elétrica. Dentre os principais parâmetros
físicos, haverá ampliação de capacidade instalada de energia elétrica até 2024, de 132,9 GW,
em 2014, para 206,4 GW, não incluída a autoprodução, sendo estes dados importantes para à
possibilidade de atendimento da carga de eletricidade no SIN.
A figura 3 apresenta a evolução da capacidade instalada por fonte para o decênio
2014-2024, comparando-as em termos absolutos e relativos. Em 2024, a fonte hídrica
continuará sendo a mais representativa com 56,7%, porém sua participação sobre o total será
reduzida em aproximadamente 10,9 p.p. São projetadas reduções também na participação das
usinas térmicas e nucleares, de 0,5 p.p.e 0,1 p.p., respectivamente. Porém, em sentido oposto,
fontes como a biomassa e as PCHs terão a participação ampliada, sobretudo a eólica e solar.
Se na capacidade instalada de 2014, a energia elétrica oriunda de fonte solar não está
sinalizada, para 2024 a estimativa aponta para uma participação de 3,3%, enquanto que a
eólica passará a representar 11,6%, contra 3,7%, em 2014, confirmando, assim, o processo de
diversificação da matriz elétrica nacional na direção da ampliação dos recursos renováveis
existentes no país.
Figura 3 – Evolução da capacidade instalada por fonte de geração.
Fonte: MME/EPE, 2015, p.96.
29
1.3.2 - Consumo de Energia: discussão do lado da demanda de eletricidade
Os consumidores brasileiros de energia elétrica podem ser classificados em duas
grandes categorias: livres e cativos. Os consumidores cativos podem ser residenciais,
comerciais ou industriais e compram a energia elétrica utilizada da distribuidora local
exclusivamente, por meio de tarifa regulada, não contando com qualquer flexibilidade
contratual. Os consumidores livres, por sua vez, são os grandes consumidores industriais, que
apresentam consumo igual ou superior a 3 MW. Diferentemente do consumidor cativo, o livre
pode optar por continuar a ser atendido pela distribuidora local (neste caso, o consumidor é
chamado de “potencialmente livre”) ou comprar a energia elétrica diretamente de um produtor
independente ou de autoprodutores com excedentes, ou, ainda, obter energia por intermédio
de um comercializador. Eles negociam livremente as condições comerciais previstas em seus
contratos, de modo que, mesmo que esteja conectado ao sistema elétrico de determinada
concessionária, pode optar pela compra de energia de outro agente, pagando à concessionária
apenas uma tarifa pelo uso do sistema de distribuição. (ANEEL, 2008).
Há ainda os consumidores especiais ou grupo de consumidores reunidos em torno de
um interesse comum, com consumo igual ou superior a 0,5 MW. Estes, por sua vez, poderão
comprar energia elétrica diretamente de geradores independentes ou de autoprodutores com
excedentes, desde que os geradores sejam PCHs, ou com base em fontes solar, eólica ou
biomassa, desde que respeitados os limites de potência instalada. (ANEEL, 2008).
Conforme informado no PDE 2024, entre 2014 e 2024 a taxa média de crescimento do
consumo na rede é de 3,9% ao ano, atingindo 692 TWh, sendo a classe comercial a que
apresenta maior expansão, seguida pela classe residencial. A indústria poderá reduzir sua
representatividade no consumo de energia na rede, apresentando taxa de crescimento inferior
à média.
A tabela 3 mostra a projeção do consumo nacional de energia elétrica na rede (isto é,
exclusive autoprodução) desagregada por classe de consumo.
30
Tabela 3 - Consumo de eletricidade na rede por classe
Nota: Outros - engloba as classes de consumo poder público, iluminação pública, rural e consumo próprio.
Fonte: MME/EPE (2015)
Entre as classes consumidoras com maior participação sobre o consumo total de
energia elétrica em 2015, destaca-se a industrial (36,1%), seguida pela residencial (28,7%),
comercial (19,6%) e, por fim, a classe outros com participação de 15,5%. Em 2024, conforme
projeções, a classe industrial continuará sendo a mais representativa, porém sua participação
sobre o consumo total diminuirá para 34,6%, ocorrendo o mesmo em relação a classe
residencial, que, apesar de no ano de 2019 ampliar sua representatividade, em 2024 retornará
a uma participação inferior, cuja estimativa é de 28,5%, contra 28,7%, em 2015. Em sentido
oposto, a classe comercial passará dos 19,6% registrados em 2015 para 21,4% em 2024 e a
classe outros permanecerá apresentando uma participação estável durante o período analisado.
Essa maior participação da classe comercial para 2024 é reflexo da expansão do
consumo que crescerá a uma taxa de 6% a.a. no período 2019-2024, contra 4% em 2014-
2019, sendo que considerando um horizonte de 10 anos, a estimativa da variação percentual é
5,1% a.a., logo, superior a variação percentual total de 3,9% a.a., e em relação a todas as
demais classes de consumo registradas no mesmo período. Para todos os anos analisados,
projeta-se para a classe industrial uma variação percentual do consumo de eletricidade na rede
inferior às estimativas reveladas para as demais classes, bem de sua representatividade, como
já enfatizado.
31
2. O MERCADO E OS AMBIENTES DE COMERCIALZIAÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA NO BRASIL
Este capítulo tem por objetivo apresentar uma visão geral do mercado e do ambiente de
comercialização de energia elétrica no Brasil, expondo incialmente as regras gerais de
comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e a
dinâmica do Mercado de Curto Prazo (MCP), relacionando-as com os efeitos e impactos da
MP 579, transformada na Lei de nº 12.783/13. O Ambiente de Contratação Livre (ACL), ou
simplesmente “Mercado Livre”, será exposto e abordado no capítulo seguinte.
2.1 - Regras Gerais de Comercialização de Energia Elétrica e o Ambiente de
Contratação Regulada (ACR).
O novo modelo do Setor Elétrico Brasileiro (SEB), implantado em 2004, considerado
o marco regulatório do setor a partir daquele momento, introduziu significativas alterações na
regulamentação do SEB, como enfatizado no capítulo anterior. Mas também significou a
implantação de novas regras de comercialização de energia elétrica por meio da Lei nº 10.848,
de 15 de março de 2004, e do Decreto nº 5.163, de 30 de julho do mesmo ano.
Estas regras definiram as bases para a contratação da energia elétrica no país, no qual
passou a ser realizado em dois ambientes denominados de Ambiente de Contratação Livre
(ACL), ou simplesmente “mercado livre”, e Ambiente de Contratação Regulada (ACR), onde
os agentes de distribuição realizam as operações de compra e venda de energia para atender a
demanda dos consumidores.
A criação de dois ambientes de comercialização de energia elétrica foi apenas uma das
principais características do novo modelo, no qual incluiu também outros aspectos, conforme
destaca o Art. 2º da Lei nº 10.848/04, como por exemplo, a obrigatoriedade de as empresas
distribuidoras de energia elétrica adquirirem uma quantidade suficiente de energia para
satisfazer a totalidade de sua demanda, bem como a exigência de lastro físico de geração para
toda a energia comercializada em contratos.
Além do mais, outras medidas restritivas direcionadas a empresas distribuidoras foram
incluídas na referida lei, que, tomando-se por base os parágrafos do Art. 8º, é possível
destacar as restrições a certas atividades como forma de assegurar e garantir serviços mais
eficientes aos seus consumidores, assim como a proibição para venda de eletricidade aos
32
consumidores livres, nos quais também não poderiam desenvolver atividades de geração e
transmissão de energia.
Esta lei estabelece ainda, em seu § 9° do Art. 1º, que as regras de comercialização
aplicam-se às concessionárias, permissionárias e autorizadas de geração, de distribuição e de
comercialização de energia elétrica, incluindo as empresas que estão sob o controle federal,
estadual ou municipal.
O Art. 1º deixa claro que:
A comercialização de energia elétrica entre concessionários, permissionários e
autorizados de serviços e instalações de energia elétrica, bem como destes com seus
consumidores, no Sistema Interligado Nacional - SIN dar-se-á mediante contratação
regulada ou livre, nos termos desta Lei e do seu regulamento. (LEI Nº 10.848,
15/03/2004).
Enquanto que no § 2° do artigo citado fica claro que é “submeter-se-ão à contratação
regulada a compra de energia elétrica por concessionárias, permissionárias e autorizadas do
serviço público de distribuição de energia elétrica, nos termos do art. 2o desta Lei, e o
fornecimento de energia elétrica para o mercado regulado”. (Lei nº 10.848, 15/03/2004).
No que tange a contratação livre, o§ 3° evidencia que:
Dar-se-á a partir e nos termos do art. 10 da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998,
mediante operações de compra e venda de energia elétrica envolvendo os agentes
concessionários e autorizados de geração, comercializadores e importadores de
energia elétrica e os consumidores que atendam às condições previstas nos arts. 15 e
16 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, com a redação dada por esta Lei. (LEI
10.848, 15/03/2004).
Já o mercado de curto prazo pode ser entendido, conforme a Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), como o local onde:
São contabilizadas as diferenças entre os montantes de energia elétrica contratados
pelos agentes e os montantes de geração e de consumo efetivamente verificados e
atribuídos aos respectivos agentes, sendo as diferenças apuradas, positivas ou
negativas, contabilizadas para posterior liquidação financeira e valoradas ao Preço de
Liquidação das Diferenças (PLD). (CCEE, 2016)
O § 1º do Art. 1º do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, determina a Agência
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) expedir os seguintes atos: “a convenção de
comercialização; as regras de comercialização; e os procedimentos de comercialização”.
As condições a serem obedecidas para comercialização de energia elétrica é tratada no
Art. 2º do referido decreto (com redação dada pelo Decreto nº 8.828, de 2016), da seguinte
forma:
I - os agentes vendedores deverão apresentar lastro para a venda de energia para
garantir cem por cento de seus contratos;
II - os agentes de distribuição deverão garantir o atendimento a cem por cento de seus
mercados de energia por intermédio de contratos registrados na Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e, quando for o caso, aprovados,
homologados ou registrados pela ANEEL;
33
III - os consumidores não supridos integralmente em condições reguladas pelos
agentes de distribuição e pelos agentes vendedores deverão garantir o atendimento a
cem por cento de suas cargas, em termos de energia, por intermédio de geração
própria ou de contratos registrados na CCEE e, quando for o caso, aprovados,
homologados ou registrados na ANEEL.
O adequado equilíbrio entre confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e
preços é tratado no Art. 4º, cabendo ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE)
propor os critérios gerias.
O Art. 2º da Lei nº 10.848/04 trata ainda de questões contratuais e das diretrizes que
deverão ser consideradas, destacando-se que:
As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de
distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN deverão
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada,
por meio de licitação, conforme regulamento (LEI Nº 10.848, 15/03/2004).
Ainda sobre questões contratuais e das diretrizes, o referido decreto, em seu§ 1º, destaca
que a contratação regulada e os riscos hidrológicos serão assumidos de acordo com a
modalidade contratual, sendo que para os geradores estará destacado nos Contratos de
Quantidade de Energia, enquanto que para os compradores nos Contratos de Disponibilidade
de Energia, repassando, assim, direito de repassar as tarifas aos consumidores finais. No
entanto, com a redação dada pela Lei nº 13.203/15, definiu-se que:
A contratação regulada, a critério do Ministério de Minas e Energia, e os riscos
hidrológicos serão assumidos, total ou parcialmente, pelos geradores ou pelos
compradores, com direito de repasse às tarifas dos consumidores finais, conforme as
seguintes modalidades contratuais: I - Contratos de Quantidade de Energia e II -
Contratos de Disponibilidade de Energia. (LEI Nº 13.203, 08/12/2015).
Além do mais, no § 2ª da Lei 10.848, é disposto que:
A contratação regulada de que trata o caput deste artigo deverá ser formalizada por
meio de contratos bilaterais denominados Contrato de Comercialização de Energia no
Ambiente Regulado – CCEAR, celebrados entre cada concessionária ou autorizada de
geração e todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público
de distribuição. (LEI Nº 10.848, 15/03/2004).
Nesse sentido, as distribuidoras ficam obrigadas a oferecer garantias, além de atenderem
aos prazos de entrega e de suprimento estabelecidos conforme a geração de energia elétrica
ser proveniente de empreendimentos de geração existente ou de novos empreendimentos.
Com a redação dada pela Lei nº 13.097, de 19 de janeiro de 2015, a energia elétrica
proveniente de empreendimentos de geração existentes, com início de entrega no ano
subsequente ao da licitação e com prazo de suprimento de no mínimo três e de no máximo
cinco anos, passou a ter o prazo de início para entrega no mesmo ano ou até no segundo ano
subsequente ao da licitação; e prazo de suprimento de no mínimo um ou no máximo quinze
anos.
34
Para a energia elétrica proveniente de novos empreendimentos não houve alterações nos
prazos de entrega e de suprimentos a partir da nova redação dada pela Lei nº 13.097, de 2015.
Conforme § 1º do Art. 28 do Decreto nº 5.163, os CCEARs poderão ter as modalidades
por quantidade e por disponibilidade de energia elétrica, devendo constar e estar previsto no
CCEAR de modalidade por quantidade de energia elétrica que: I - o ponto de entrega será no
centro de gravidade do submercado onde esteja localizado o empreendimento de geração; e
II - os custos decorrentes dos riscos hidrológicos serão assumidos pelos agentes vendedores.
O parágrafo 4º do referido Art. revela que nos CCEARs, conforme a modalidade por
disponibilidade de energia elétrica:
Os custos decorrentes dos riscos hidrológicos serão assumidos pelos agentes
compradores, e eventuais exposições financeiras no mercado de curto prazo da CCEE,
positivas ou negativas, serão assumidas pelos agentes de distribuição, garantido o
repasse ao consumidor final, conforme mecanismo a ser estabelecido pela ANEEL
(DECRETO Nº 5.163, 30/07/2004).
Sendo assim, é possível reafirmar, portanto, que um dos objetivos do novo marco
regulatório do SEB é a promoção da modicidade tarifária, sendo a mesma garantida e
assegurada por meio do § 4º da Lei nº 10.848/04, no qual determina que o repasse das tarifas
ao consumidor final será determinada em função do custo de aquisição de energia elétrica, já
adicionados os encargos e tributos, com base nos preços e quantidades de energia resultantes
das licitações realizadas.
No que tange a responsabilidade de regular e realizar as licitações, cabe a ANEEL,
conforme descrito no §11º da Lei nº 10.848/04, a responsabilidade pela regulação e realização
das licitações para contratação de energia elétrica, podendo promovê-las diretamente ou por
intermédio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
Porém, a redação dada pelo Decreto nº 8.828, de 2016, destaca que a totalidade do
mercado de energia elétrica deve ter o seu atendimento garantido integralmente e na sua
totalidade pelos agentes de distribuição, a partir dos contratos registrados na CCEE, e em
situações que se fizer necessário, esses contratos deverão ser aprovados, homologados ou
registrados pela ANEEL. Ou seja, a CCEE assume uma posição importante no processo de
garantia dos contratos de geração e distribuição de energia elétrica, enquanto que a ANEEL
passa a ser encarada como uma agência que substancia os contratos a partir do que a CCEE
entendeu como sendo um empreendimento capaz de cumprir todas as regras contratuais
estabelecidas.
35
Nesse sentido, e para atendimento dessa obrigatoriedade contida no Art. 2º do Decreto nº
5.163/04, a contratação da energia elétrica deverá ser realizada por meio de leilões6, sendo
essa energia proveniente de empreendimentos de geração já existentes ou novos, podendo
também ser oriunda de (BERGER, dezembro de 2010, ed. 59):
Geração distribuída, desde que a contratação seja precedida de chamada
pública realizada pelo próprio agente de distribuição, contratação esta limitada ao
montante de 10% do mercado do distribuidor;
Usinas que produzem energia elétrica a partir de fontes eólicas, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa, contratadas na primeira etapa do Programa de
Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA);
Itaipu Binacional, no caso de agentes de distribuição cuja área de concessão
esteja localizada nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste.
Adicionalmente, conforme descrito no mesmo artigo do Decreto nº
5.163/2004, os contratos firmados pelos agentes de distribuição até 16 de março de
2004 também são considerados como energia contratada para atendimento à
totalidade de seus respectivos mercados.
São considerados novos empreendimentos de geração, conforme § 1º do Art. 11º, do
Decreto nº 5.163/04, aqueles que até a data de publicação do Edital de leilão, não forem
detentores de concessão, permissão ou autorização, ou não sejam parte de empreendimento
existente que venha a ser objeto de ampliação, mas de apenas expansão de capacidade
instalada.
No que se refere à realização dos leilões de energia elétrica proveniente de novos
empreendimentos, o Ministério de Minas e Energia (MME) definirá, conforme consta no Art.
12 do Decreto nº 5.163/04: I - o montante total de energia elétrica a ser contratado no ACR,
segmentado por região geo-elétrica, quando cabível; e II - a relação de empreendimentos de
geração aptos a integrar os leilões.
Como garantia de que o mercado consumidor de energia elétrica seja atendido
integralmente, a seção II do Decreto nº 5.163/04, no Art. 17, estabelece que todos os agentes
de distribuição, vendedores, autoprodutores e os consumidores livres deverão informar ao
MME, até o dia 1º de agosto de cada ano, as previsões de seus mercados ou cargas para um
período de cinco anos subsequentes.
Da mesma forma, em 2010, conforme Decreto nº 7.317, em seu o Art. 18, fica claro a
preocupação com a possibilidade de se ter um acompanhamento da carga de energia ao longo
do tempo, como forma de minimizar possíveis crises de racionamentos e/ou de não
6 Conforme § 3º do Decreto nº 8.828 /16, os agentes de distribuição não se submeterão ao processo de
contratação por meio de leilão nos casos referidos no inciso III do art. 13, que trata sobre a obrigatoriedade dos
agentes de distribuição contratar energia suficiente para atenderem a totalidade do mercado, sendo a
contabilização dessa energia elétrica contratada, realizada nos leilões de compra de energia elétrica proveniente
de empreendimentos de geração existentes, inclusive os de ajustes, e de novos empreendimentos de geração.
36
atendimento contínuo da demanda de eletricidade, inclusive por consumidores potencialmente
livres7. Nesse sentido:
[...] todos os agentes de distribuição, a partir de 1ºde janeiro de 2006, deverão
apresentar declaração ao Ministério de Minas e Energia, conforme prazos e condições
estabelecidos em ato do Ministro de Estado de Minas e Energia, definindo os
montantes a serem contratados por meio dos leilões, a que se refere o art. 19, para
recebimento da energia elétrica no centro de gravidade de seus submercados e
atendimento à totalidade de suas cargas. (DECRETO Nº 7.317, 2010, Art. 18).
Uma forma importante de garantir que a totalidade da população brasileira tenha cesso
ao serviço de energia elétrica é garantir que este serviço seja disponibilizado tanto no curto
como no longo prazo. Para tanto, faz-se necessário planejar a oferta interna de energia elétrica
(OIEE) e, nesse sentido, o Estado assume um papel importante no processo de geração dessa
energia, a partir da realização de investimentos que possam aumentar a potencialidade
instalada.
Sob o direcionamento do Estado, a contratação de energia é realizada por meio de
leilões, cuja dinâmica é regida pelo mercado regulado, onde se estipulam regras que estejam
em consonância com a capacidade de geração de energia existente sob a forma de diversas
fontes disponíveis, normas ambientais e técnicas, preço competitivo e garantia contratual de
mercado presente e futuro.
O referido Decreto nº 5.163/04 destina a seção III, do Art. 19 ao 26, para tratar e
disciplinar a compra de energia elétrica por meio da realização de leilões. O Art. 19, com
redações dadas pelo Decreto nº 6.048, de 2007, e 8.213, de 2014, dispõe sobre os tipos de
leilões, sendo os prazos de duração dispostos na seção IV que trata dos contratos de compra e
venda de energia elétrica. Esta formalização é necessária prioritariamente para os projetos
habilitados a participarem dos leilões de energia provenientes de empreendimentos de geração
novos ou existentes.
No que tange a segmentação dos tipos de leilões, a divisão conforme o tipo de
empreendimento, se novo ou existente, e a classificação por prazos para atendimento das
demandas das distribuidoras são importantes em razão, principalmente, dos elevados custos
de capital demandados por cada tipo de empreendimento e sua operação no Sistema
Interligado Nacional (SIN). Por exemplo, os empreendimentos novos, recém-construídos,
requerem maiores investimentos na construção e operação. Isso se deve aos prazos de
amortização dos investimentos, nos quais são elevados para empreendimentos novos,
enquanto que para os empreendimentos existentes, com maior tempo de atividade,
7 Entende-se por consumidores potencialmente livres para fins de comercialização de energia elétrica, conforme
definido no § 2º do Art. 1º do Decreto nº 5.163/04, aqueles que, [...], podem ser atendidos no Ambiente de
Comercialização Regulada (ACR).
37
principalmente os mais antigos que estejam em operação e que entregam a chamada “energia
velha”, a amortização do investimento já ocorreu. (ABRADEE, 2016).
Considerando que os leilões de energia apresentam algumas conceituações próprias, é
necessário expor o significado das siglas, por exemplo, A-1, A-3, A-5, etc. para melhor
entendimento. Nesse sentido, a letra A representa o ano em que o leilão foi (ou será) realizado
e o número diz respeito ao prazo de entrega da energia no ACR.
O Quadro 1 resume os tipos básicos de leilões e seus respectivos prazos:
Leilão Objeto Prazos
Ano A e A-1 Energia elétrica proveniente de
empreendimento de geração existente
Mínimo 1 e máximo 15
anos, contados do início do
suprimento.
Entre os anos A-1 e A-5 Energia elétrica proveniente dos leilões de
compra exclusiva de fontes alternativas
Mínimo 10 e máximo 30
anos, contados do início do
suprimento.
Nos anos A-5 e A-3 Energia elétrica proveniente de novo
empreendimento de geração
Mínimo 15 e máximo 30
anos, contados do início do
suprimento.
Entre os anos A-5 e A-3
Energia proveniente de projetos de geração
indicados por Resolução do CNPE e aprovada
pelo Excelentíssimo Senhor Presidente da
República
Mínimo 15 e máximo 30
anos, contados do início do
suprimento.
Quadro 1 - ACR - Tipos de Leilões.
Fonte: Elaboração própria a partir das informações contidas no Decreto nº 5.163/2004.
Além dos tipos de leilões mostrados no quadro acima, o Art. 26 do Decreto nº
5.163/04 trata sobre os leilões de ajustes, os quais tem como propósito adequar a contratação
de energia pelas distribuidoras, tratando, por esse meio, de eventuais desvios oriundos da
diferença entre as previsões feitas pelas distribuidoras em leilões anteriores e o
comportamento do mercado. No entanto, conforme o § 1º, o montante total de energia
contratado em leilões de ajuste, será de até 5% da carga total contratada de cada agente de
distribuição, desde que a critério do MME8.
8 Outros leilões foram realizados em períodos específicos, como o Leilão de Venda, realizado em 2002, com o
objetivo de tornar disponíveis aos agentes distribuidores e comercializadores, os lotes de energia ofertados por
empresas geradoras federais, estaduais e privadas, assegurando-se, dessa forma, igualdade de acesso aos
interessados. Toda a implementação e execução do processo foi de responsabilidade do Mercado Atacadista de
Energia (MAE), que antecedeu a CCEE. O leilão público atendeu ao disposto do Art. 27 da Lei nº 10.438/02.
Ainda, segundo a CCEE (2016), em 2003 e 2004, foram realizados Leilões de Compra, nos quais permitiram aos
distribuidores e comercializadores comprarem energia dos geradores, produtores independentes e
comercializadores/distribuidores com sobras contratuais. A implantação deu-se devido a Lei nº 9.648/1998. Já o
leilão de Excedentes foi realizado também pelo MAE, em 2003, tendo como objetivo vender a energia elétrica
excedente das concessionárias e autorizadas de geração decorrentes da liberação de contratos iniciais. A energia
38
Desde 2008, o SEB conta com a chamada energia de reserva, na qual é contratada e
viabilizada a partir da realização de leilões específicos, denominados Leilões de Energia de
Reserva (LER), previsto e disposto no § 3º do Art. 3º e no Art. 3º da Lei nº 10.848/2004,
regulamentada pelo Decreto nº 6.353/2008. O objetivo e destino da energia de reserva é elevar
o nível de segurança do abastecimento de eletricidade no SIN, sendo esta, portanto, uma
energia produzida por empreendimentos novos ou já existentes, contratados especificamente
para essa finalidade. A Energia de Reserva pode ser entendida como uma espécie de “seguro”
no processo de suprimento de energia, mas que gera custos adicionais decorrentes da
contratação, tais como custos administrativos, financeiros e tributários. Tais custos adicionais
foram convertidos em encargos, a saber: o Encargo de Energia de Reserva (EER), rateado
entre todos os usuários9 da energia de reserva. Ademais, toda a energia de reserva é
contabilizada e liquidada no mercado de curto prazo. (CCEE, 2016).
2.2 - Mercado de curto prazo (MCP) o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD):
síntese e discussão.
De acordo com a CCEE (2016), a contabilização e liquidação de diferenças no mercado
de curto prazo são realizadas com base no PLD, e todos os contratos de compra e venda de
energia elétrica, firmados pelos agentes, seja no ACL ou ACR, devem ser registrados na
CCEE, que realiza a medição dos montantes efetivamente produzidos/consumidos por cada
agente, podendo também a CCEE exigir comprovação da existência e validade dos contratos.
As diferenças apuradas, positivas ou negativas, são contabilizadas para posterior liquidação
financeira no MCP e valoradas ao PLD (DECRETO Nº 5.163, 2004, ART. 56 e 57; CCEE,
2016).
O cálculo da PLD10
é realizado antecipadamente, com periodicidade máxima semanal,
considerando três patamares de carga (leve, média e pesada) para cada submercado
(Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte) do SEB, tendo como base o custo marginal de
ofertada nesse leilão pode ser comparada somente por consumidores que atendam aos critérios específicos.
(CCEE, 2016). 9 A Resolução Normativa ANEEL nº 337/2008 define quem são os usuários de energia de reserva: agentes de
distribuição, consumidores livres, consumidores especiais, autoprodutores (na parcela da energia adquirida),
agentes de geração com perfil de consumo e agentes de exportação participantes da CCEE. 10
Por meio da utilização dos modelos computacionais NEWAVE e DECOMP.
39
operação11
, limitados por preços mínimos e máximos12
, observando, além do mais
(DECRETO nº 5.163, 30 de julho de 2004, Art. 57 § 1°):
I – A otimização do uso dos recursos eletro-energéticos para o atendimento aos
requisitos da carga, considerando as condições técnicas e econômicas para o despacho
das usinas;
II - As necessidades de energia elétrica dos agentes;
III - Os mecanismos de segurança operativa, podendo incluir curvas de aversão ao
risco de déficit de energia;
IV - O custo do déficit de energia elétrica;
V – As restrições de transmissão entre submercados;
VI – As interligações internacionais; e
VII - Os intervalos de tempo e escalas de preços previamente estabelecidos que
deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica.
Conforme dados de 20 de março de 2016, disponibilizados pelo Banco de Informações
de Geração (BIG) da ANEEL, as usinas hidrelétricas representam 61% de toda geração de
energia elétrica geração no país, exigindo, portanto, o uso planejado e equilibrado das fontes
de energia, sobretudo a hídrica. Nesse sentido, modelos matemáticos são utilizados para o
cálculo do PLD, que têm por objetivo encontrar a solução ótima de equilíbrio entre o
benefício presente do uso da água e o benefício futuro de seu armazenamento, medidos em
termos da economia esperada do uso dos combustíveis nas usinas termelétricas. (CCEE,
2016).
Do ponto de vista econômico, a premissa fundamental e imediata é minimizar os
custos de operações provenientes da geração de energia elétrica por fonte hídrica. Este cálculo
é possível a partir da máxima utilização dos recursos hídricos disponíveis em cada período, no
entanto, essa premissa resulta em maiores riscos de déficits futuros. Por outro lado, preservar
o nível dos reservatórios de água resulta em aumento dos custos de operação, visto que outras
fontes serão acionadas em detrimento da redução da geração hídrica, como, por exemplo, a
fonte térmica, que possui custo de operação relativamente mais elevado, desencadeando, a
partir de seu uso para efeito de geração de eletricidade, o repasse dos custos para as tarifas de
energia elétrica.
Nesse sentido, o modelo de precificação obtém a geração ótima a partir de variáveis
como condições hidrológicas, demanda de energia, preço de combustível, custo de déficit,
entrada de novos projetos e disponibilidade de equipamentos de geração e transmissão. A
partir do modelo utilizado, definem-se o tipo de geração de obtém-se o Custo Marginal de
11
Corresponde ao custo para produzir o próximo MW/h que o sistema necessita, sendo estabelecido para cada
submercado (SE/CO, S, NE e N), período e semana de comercialização. Representa, portanto, o custo para
atender, no curto prazo, uma unidade adicionada à demanda para a qual o sistema foi constituído, de modo a
supri-la ao menor custo. 12
Conforme informação disponibilizada no CCEE (2016), os valores mínimos e máximo que limitam o PLD em
2016 está entre R$/MWh 30,25 e R$/MWh 422,56.
40
Operação (CMO) para o período estudado, considerando cada patamar de carga e
submercados específicos. (CCEE, 2016).
Para cálculo do PLD, a energia comercializada é tratada como igualmente disponível
em todos os seus pontos de consumo e, como consequência, com preço único dentro de cada
uma dessas regiões. Nesse sentido, no cálculo dos preços não são consideradas as restrições
de transmissão interna a cada submercado e as usinas em testes, mas consideram-se apenas as
restrições de transmissão de energia entre os submercados. (CCEE, 2016).
Conforme informações disponibilizadas pela CCEE (2016), “o cálculo do preço se
baseia no despacho ex-ante, ou seja, é apurado com base em informações previstas, anteriores
à operação real do sistema, considerando-se os valores de disponibilidades declaradas de
geração e o consumo previsto de cada submercado’’.
O mercado de curto prazo tem se mostrado ao longo do tempo, significativamente
volátil, imprevisível e com elevado grau de incerteza. Essa volatilidade está associada à
dinâmica das afluências, mas não apenas, pois outro problema do PLD é não levar em
consideração a reação da demanda, sendo somente a hidrologia presente e futura a formadora
de preço. (CASTRO; LEITE; TIMPONI, 2010).
Logo, as variações no PLD estão basicamente associadas ao cenário hidrológico estar
ou não favorável, representado pelos níveis dos reservatórios e pelo nível de precipitação
pluviométrico.
A CCEE disponibiliza em seu endereço eletrônico a média mensal do PLD por
submercado, sendo que para o cálculo da média são considerados os preços semanais por
patamar de carga – leve, médio e pesado – ponderado pelo número de horas em cada patamar
e em cada semana do mês.
A Figura 4 apresenta os valores médios anuais (R$/MWh) da série histórica do PLD
de maio de 2003 a setembro de 2016 para os submercados Sudeste/Centro-Oeste, Sul,
Nordeste e Norte, obtidos a partir dos dados da CCEE (2016).
41
Figura 4 - PLD - Valores médios anuais (em R$/MWh), maio de 2003 a setembro de 2016
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da CCEE (03/11/2016).
O período de racionamento de energia elétrica, ocorrido entre junho de 2001 e
fevereiro de 2002, impactou no comportamento dos consumidores, que, ao reduzirem o
consumo de energia elétrica, aumentaram a diferença entre a demanda e oferta de energia no
mercado. Essa situação refletiu nos preços de energia elétrica no curto prazo, sendo possível
observar em todos os submercados uma relativa estabilidade dos preços entre 2003, 2004 e
primeiro trimestre de 2005. (CASTRO; LEITE; TIMPONI, 2010). A Figura 5 apresenta esses
dados, onde é possível observa a relativa estabilidade do valor anual médio da energia, no
período maio de 2003 a março de 2005.
Figura 5 – PLD - Valor anual médio (em R$/MWh) – maio de 2003 a março de 2005.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da CCEE (03/11/2016).
Já a partir de abril de 2005 e até 2008, devido à ausência de novos investimentos em
capacidade de geração de energia elétrica, o deslocamento entre demanda e oferta foi
mai/03 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 set/16
SE/CO 18,03 24,61 26,95 56,58 94,14 134,65 33,84 77,08 28,83 163,94 260,53 653,52 283,07 100,00
S 17,62 19,03 28,88 67,30 96,99 135,29 38,74 69,99 29,46 166,64 262,54 690,00 288,11 70,95
NE 18,48 19,03 34,10 69,30 90,81 134,58 40,15 69,78 27,91 166,89 253,79 661,63 282,71 68,93
N 18,69 41,55 18,52 32,70 94,40 136,13 32,04 84,49 29,12 161,13 263,42 669,53 310,57 177,15
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
R$
/MW
h
SE/CO S NE N
mai/03 2004 1T2005
SE/CO 18,03 24,61 19,09
S 17,62 19,03 18,33
NE 18,48 19,03 21,37
N 18,69 41,55 18,33
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
R$
/MW
h
SE/CO S NE N
42
substituído por uma aproximação, contribuindo para o início de um período de volatilidade
cada vez maior dos preços. (CASTRO; LEITE; TIMPONI, 2010).
Desde aquele momento, eventos distintos contribuíram para aumentar o PLD e sua
volatilidade, principalmente a partir de maio de 2007 com a redução da participação de
algumas usinas térmicas na OIEE. No mesmo ano, em setembro e dezembro, há ainda outros
dois eventos que contribuíram para uma elevação expressiva do PLD, baixa afluência na
região Sudeste e a seca que assolou a região Nordeste. Essas duas situações fizeram com que
o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) autorizasse a utilização de usinas
térmicas para geração de energia elétrica, com custo marginal expressivamente superior
(CASTRO; LEITE; TIMPONI, 2010).
Concomitante a baixa afluência e a seca, o atraso no início da época úmida, ocorrida
entre meados de dezembro e a primeira quinzena de janeiro de 2008, ocasionou uma queda no
volume dos reservatórios, tendo como consequência imediata o acionamento de todas as
usinas térmicas, que, se por um lado garantiu a OIEE e o atendimento dos mercados em sua
totalidade, por outro elevou o PLD em todos os submercados, tendo como teto máximo R$
569,59/MWh, ocasionando sérios problemas de inadimplência13
na CCEE (CASTRO; LEITE;
TIMPONI, 2010).
Conforme Panorama Semanal divulgado pela Comerc Energia, em 09 de janeiro de
2012, desde que o PLD passou a vigorar em maio de 2003 até a terceira semana de janeiro de
2008, o valor máximo não havia sido atingido, ficando inclusive bem abaixo, como, por
exemplo, destaca-se o PLD de R$ 136,13/MWh, no submercado Norte, o valor máximo da
série nesse período, considerando todos os submercados.
Entende-se, assim, que, no caso anterior, o despacho térmico ocorreu de forma
imediata, sem o mínimo de planejamento, que mesmo que tenha sido como resultado da
queda do volume de água nos reservatórios, seu acionamento perpassa pelos impactos que
acarreta também no PLD. Logo, o planejamento de longo prazo, o conhecimento prévio do
mercado de energia e o desenvolvimento de novas fontes alternativas precisam ser realizados
para minimizar/atenuar o uso das térmicas como backup do SIN.
A partir dos Relatórios divulgados pela CCEE, de Informação ao Público - análise
anual 2012 e 2013 - é possível comparar os volumes de geração em 2012 com o ano anterior.
Sendo assim, observa-se que a geração hidráulica reduziu 2,8%, enquanto a geração térmica
aumentou 59%, em razão da hidrologia desfavorável no período. Esse movimento se
13
A inadimplência de algumas comercializadoras na CCEE resulta da venda de energia sem lastro de compra
correspondente.
43
mantivera no ano seguinte, e ao comparar os MW médios gerados pelas duas fontes de
energia, a hidráulica reduziu 5,3% em relação ao montante verificado em 2012, enquanto a
térmica aumentou 47%, sendo predominante a geração térmica a gás natural.
As incertezas, instabilidade e imprevisibilidade do PLD retornaram a partir de 2013 e
permaneceram até 2015, impactando e pressionando o PLD, sobretudo devido mais uma vez à
hidrologia desfavorável e, consequentemente, ao nível baixo dos reservatórios das
hidroelétricas, principalmente os localizados na região Sudeste, quando apresentaram o mais
baixo nível de água desde janeiro de 2001 (ano da última crise de racionamento de energia,
ocorrido no país).
De acordo com informativo ao mercado divulgado na página da CCEE e publicação
no Diário Oficial da União, de 20 de dezembro, por meio da Resolução Homologatória
1.667/13, destaca-se que em 2014 o PLD passou a ter novos patamares, com valor mínimo de
R$ 15,62/MWh e o máximo de R$ 822,83/MWh, em comparação com o ano de 2013, quando
os valores foram de R$ 14,13/MWh e R$ 780,03/MWh.
Entre a 1ª semana de fevereiro e a última de maio de 2014, o valor do PLD atingiu o
teto máximo de R$ 822,83/MWh em todos os submercados e patamares de carga. O MWh
médio desse período para todos os submercados e patamares de carga foi de R$ 740,00. A
partir da 1ª semana de junho, o PLD passou a ter um preço médio de R$ 386,00/MWh, no
entanto, devido a persistência da hidrologia desfavorável, os valores máximos retornaram,
apresentando o valor médio de R$ 724,00/MWh entre a 3ª semana de julho e a última de
dezembro, sendo que entre a 3º semana de outubro e 4ª de novembro, o PLD máximo foi
novamente alcançado em praticamente todos os submercados e patamares de carga (conforme
os dados apresentados na Figura 6).
Figura 6 - PLD - Média mensal (em R$/MWh), 2014.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da CCEE (03/11/2016).
822,83
0
200
400
600
800
1000
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14
R$
/MW
h
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14
SE/CO 378,22 822,83 822,83 822,83 806,97 412,65 592,54 709,53 728,95 776,88 804,54 601,21
S 378,22 822,83 822,83 822,83 806,97 206,99 503,1 709,53 728,95 731,53 804,54 601,21
NE 379,35 755,9 756,37 744,28 772,21 412,6 592,54 709,53 728,95 776,88 804,54 601,21
N 364,8 452,44 696,21 640,73 334,59 412,6 592,54 709,53 728,95 776,88 804,54 601,21
Teto PLD 822,83 822,83 822,83 822,83 822,83 822,83 822,83 822,83 822,83 822,83 822,83 822,83
SE/CO S NE N Teto PLD
44
No final de novembro de 2014, a ANEEL, por meio da Resolução Homologatória nº
1.832, aprovou e definiu os novos valores mínimos e máximos do PLD para o ano de 2015. O
preço-teto teve redução de 53%, de forma que os R$ 822,83/MWh, vigente durante o ano de
2014, foi reduzido para R$ 388,48/MWh, já o valor mínimo do PLD foi elevado de R$
15,62/MWh para R$ 30,26/MWh.
Segundo a CMU Comercializadora de Energia, em 22 de dezembro de 2014, esta
redução significativa da PLD deveu-se a uma mudança no tipo de usina térmica utilizada
como referência para definição do teto14
, tendo como consequência imediata a redução das
despesas no processo de contratação de déficits de energia no MCP por parte das
distribuidoras e demais agentes contratados. Contudo, apesar da significativa redução do
preço-teto no PLD, os custos do sistema para continuar despachando as termelétricas
continuaram elevados, de modo que esse custo, antes cobrado via PLD, passou a ser rateado
entre todos os consumidores via Encargo de Serviços do Sistema (ESS).
Ainda de acordo com a CMU Comercializadora de Energia:
O piso, ou valor mínimo do PLD, foi elevado de R$ 15,62/MWh para R$ 30,26/MWh.
O valor de 2014, e de anos anteriores, considerava o custo de operação da usina de
Itaipu, e o que vigorará para 2015 considera a receita dos contratos de concessão
renovados no regime de cotas, conforme Decreto 7.805 de 2012 e Lei 12.783 de 2013.
(CMU, 22/12/2014).
Na Figura 7 é possível observar que, apesar da redução de 53% do valor máximo do
PLD, em 2015, os valores do PLD determinados em todos os submercados continuaram
atingindo o preço-teto ao longo do 1º semestre de 2015, apresentando, assim, um valor médio
de R$ 362,00/MWh, mas que a partir do 2º semestre, esse valor médio reduziu cerca de 44%,
passando para R$ 203,00/MWh, em razão do aumento das afluências dos rios e,
consequentemente, da redução da geração térmica no SIN.
14
Nesse sentido, entende-se que a referência para o cálculo do teto da PLD passou a ser a usina térmica que
apresenta relativamente o menor custo variável unitário de operação, se ela for utilizada intensamente nos
maiores picos de carga de energia.
45
Figura 7 - PLD - Valores mensais (em R$/MWh), 2015.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da CCEE (03/11/2016).
Para o ano 2016, o PLD foi estabelecido pela ANEEL com limite mínimo de R$
30,25/MWh e máximo de R$ 422,56/MWh. Para o cálculo do piso, a agência reguladora
considerou a Receita Anual de Geração (RAG) das usinas hidrelétricas em regime de cotas
nos termos da Lei 12.783, de 11 de janeiro de 2016. Nesse sentido, os valores relacionados à
remuneração e a reintegração de investimentos foram excluídos, sendo adicionada a
estimativa de Compensação Financeira pelo Uso dos Recursos Hídricos (CFURH) e as
estimativas dos custos de geração da UHE Itaipu para o ano seguinte. Em relação ao preço
máximo, foi considerado para o cálculo o custo variável unitário mais elevado da usina
termelétrica a gás natural em operação comercial, contratada por meio de Contrato de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), definido no Programa Mensal
de Operação (PMO) 15
de dezembro, no caso, a UTE Mário Lago. (CCEE, 2015; ANEEL,
2015).
Conforme projeções do PLD para 2016, divulgadas pela CCEE, em 11 de agosto de
2015, o cenário projetado para um PLD próximo ao valor mínimo se confirmou, em parte
devido ao desligamento de 21 usinas térmicas movidas a combustíveis mais caros como óleo,
carvão e gás. Entre janeiro e março de 2016, nos submercados Sul, Sudeste/Centro-Oeste e
Norte, o PLD médio mensal atingiu valores muito próximo ao mínimo (R$ 30,25 MWh).
Conforme relatórios InfoPLD divulgados semanalmente e mensalmente pela CCEE, a
15
O Programa Mensal de Operação Energética (PMO) é elaborado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico
– ONS com a participação dos agentes. Os estudos – realizados em base mensal, divididos em etapas semanais e
por patamar de carga, revistos semanalmente – fornecem metas e diretrizes a serem seguidas pelos órgãos
executivos da Programação Diária da Operação Eletroenergética e da Operação em Tempo Real. As
responsabilidades e produtos do PMO estão descritos no Submódulo 7.3 dos Procedimentos de Rede do ONS.
(ONS, 2014)
388,48
0
100
200
300
400
500
jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15
R$
/MW
h
jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15
SE/CO 388,48 388,48 388,48 388,48 387,24 372,73 240,08 145,09 227,04 212,32 202,87 116,08
S 388,48 388,48 388,48 388,48 387,24 372,73 205,97 145,09 227,04 203,72 186,28 110,55
NE 388,48 388,48 388,48 388,48 387,24 372,73 243,74 145,09 227,04 218,92 274,9 303,22
N 388,48 388,48 339,91 127,36 137,14 372,73 241,24 145,09 227,04 218,92 257,6 166,89
Teto PLD 388,48 388,48 388,48 388,48 388,48 388,48 388,48 388,48 388,48 388,48 388,48 388,48
SE/CO S NE N Teto PLD
46
elevação das afluências e dos níveis dos reservatórios tem impactado positivamente para a
redução do PLD ao longo de 2016 em praticamente todos os submercados, exceto para o
Nordeste que tem permanecido recebedor de energia dos demais submercados, e,
consequentemente, com preços diferentes. A Figura 8 apresenta os dados do PLD para o ano
de 2016.
Figura 8 – PLD - Valores mensais (em R$/MWh), 2016.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da CCEE (03/11/2016).
Considerando que a base de geração de energia elétrica no SEB é a hidrelétrica, que,
por sua natureza, dependente do regime de chuvas, a ocorrência de fatores naturais e
climáticos negativos, como a ausência de chuvas, baixa afluência e temperaturas elevadas
contribuem para uma degradação do cenário de abastecimento de eletricidade e atendimento
da carga de energia, cujo impacto imediato é a elevação do PLD, conforme evidenciado
anteriormente nos anos de 2013 a 2015, com maior destaque para 2014.
Os mercados de curto de prazo são naturalmente instáveis, imprevisíveis e
consequentemente incertos, e o MCP de energia elétrica não é diferente. Os anos de 2013 e
2014 foram marcados pelo cenário hidrológico desfavorável e também por alterações na
regulamentação do SEB, como o regime de cotas imposto pelo governo, através da MP 579
transformada na Lei nº 12.783/13, sendo uma das condições para que as empresas geradoras
de energia elétrica tivessem suas concessões prorrogadas.
Os desdobramentos e impactos da Lei nº 12.783 e as relações existentes com o
mercado de energia e os ambientes de contratação serão expostos no próximo subitem.
2.3 - Prorrogação das concessões de geração de energia elétrica e o regime de cotas (Lei
nº 12.783/15): uma breve discussão.
A Medida Provisória nº 579 (MP 579), de 11 de setembro de 2012, convertida em Lei
nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, tem como principal objetivo reduzir para em média
422,56
0
200
400
600
jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16
R$
/MW
h
jan/16 fev/16 mar/16 abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16
SE/CO 35,66 30,42 37,73 49,42 75,93 61,32 83,43 115,58 149,02
S 35,61 30,42 37,73 49,42 74,91 56,13 83,43 112,36 140,35
NE 310,38 166,28 249,11 266,71 106,07 118,6 108,68 119,47 149,02
N 63,49 30,42 37,73 49,46 88,98 102,22 106,13 119,47 149,02
Teto PLD 422,56 422,56 422,56 422,56 422,56 422,56 422,56 422,56 422,56
SE/CO S NE N Teto PLD
47
20,2% a tarifa de energia elétrica para os consumidores brasileiros. Resumidamente, a
redução proposta pelo governo é resultado de três medidas (FGV ENERGIA, 31/03/2014):
Desoneração de alguns dos encargos setoriais;
Antecipação da prorrogação das concessões de geração, transmissão e
distribuição anteriores à Lei nº 8.987, de 1995, que venceriam a partir de 2015;
Aporte de R$ 3,3 bilhões anuais pela União à Conta do Desenvolvimento
Energético (CDE).
A desoneração de alguns dos encargos setoriais foi obtida pelo governo por meio do
fim da cobrança da Conta de Consumo de Combustível (CCC), da Reserva Global de
Reversão (RGR) e da diminuição do valor da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
nas tarifas, em 25%. (CASTRO, et. al., 2013).
Porém, segundo a FGV Energia (2014), “para viabilizar essa redução nos encargos e
fazer frente às despesas previstas pelos programas cobertos por tais encargos, em 2013 e
2014, a medida previa um aporte de R$ 3,3 bilhões do Tesouro para a conta da CDE, em
2013, e de R$ 3,6 bilhões, em 2014”.
Em paralelo a desoneração de alguns dos encargos setoriais com objetivo de reduzir os
custos da indústria de energia elétrica, o governo propôs a renovação antecipada das
concessões de usinas hidroelétricas e de linhas de transmissão com contratos vincendos entre
2015 e 2017, nos quais possuíam um volume físico de 22.341 MW e 85.326 km de linhas de
transmissão, respectivamente. (CASTRO et al., 2013).
A ideia foi retirar da tarifa a parcela correspondente aos ativos já amortizados e
depreciados, enquanto que para os investimentos ainda não amortizados, as concessões de
geração de energia hidrelétrica deveriam ser indenizadas, obtendo em contrapartida a
renovação e ampliação do prazo de concessão por 30 anos (FVG ENERGIA, 2014).
Nesse sentido, no que se refere às prorrogações das concessões de geração de energia
elétrica, contata-se que:
A partir de 12 de setembro de 2012, as concessões de geração de energia hidrelétrica
alcançadas pelo art. 19 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, poderão ser
prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até 30
(trinta) anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço
e a modicidade tarifária. (LEI Nº 12.783, 11/01/2013).
Dessa forma, a prorrogação dependerá da aceitação por parte das concessionárias das
seguintes condições (conforme § 1° do Art. 1° da Lei nº 12783, de janeiro de 2013):
I – para cada usina hidrelétrica a remuneração será por tarifa calculada pela ANEEL;
II – alocação de cotas de garantia física de energia e de potência da usina hidrelétrica
as distribuidoras de energia elétrica integrantes do SIN, a ser definida pela ANEEL,
conforme regulamento do poder concedente.
48
Segundo a FGV Energia (2014), a energia em negociação correspondia a 34% da
energia contratada pelas distribuidoras para suprir o mercado regulado; logo, o sucesso da
medida dependia de os contratos das distribuidoras com os geradores serem interrompidos e
(re)contratados novamente a um preço inferior, conforme as cotas proporcionais do mercado
de cada uma no SIN, permitindo, com isso, que o consumidor se beneficiasse das diferenças
de preços entre os contratos antigos e novos (FGV Energia, 2014).
As concessões de geração, transmissão e distribuição que não fossem prorrogadas, nos
termos da Lei nº 12.783, seriam licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até 30
(trinta) anos16
.
Diante dessas condições, prazos e dos números divulgados pelo governo (que estavam
muito abaixo do esperado pelas empresas), a adesão das concessionárias de geração à
proposta do governo foi em torno de 60% do volume incialmente previsto, de modo que cerca
de 10 MW, de um volume físico total de aproximadamente 22 MW, ficaram fora da
renovação e consequentemente não entraram no regime de cotas (FGV ENERGIA, 2014).
Conforme CASTRO et al. (2013) “as únicas empresas geradoras de grande porte que
aceitarem a proposta do governo foram as pertencentes ao Grupo Eletrobrás. CEMIG e CESP
recusaram a antecipação e preferiram continuar com as concessões atuais até a data de
vencimento, nas condições comerciais originais”.
A não adesão à proposta do governo por parte das concessionárias geradoras resultou
dois efeitos, segundo a análise da FGV Energia (2014). O primeiro está associado a diferença
entre o percentual de redução das tarifas ao consumidor final, previsto incialmente em torno
de 20%, mas que, devido a não adesão de parte das geradoras, ficaria em torno de 16%,
obrigando o governo a subsidiar essa diferença a partir de um desembolso adicional de R$ 5,1
bilhões. O segundo efeito, e talvez o mais impactante, está relacionado à descontratação das
distribuidoras de energia elétrica, as quais em 2013 passaram para subcontratadas, em curto
espaço de tempo.
Ou seja,
Conforme os contratos das distribuidoras com essas geradoras que não aderiram foram
vencendo, parte da energia de que elas dispunham deixou de existir. Como tais
geradoras não renovaram suas concessões, a energia produzida por elas não fazia parte
do sistema de cotas previsto pelas regras da renovação. Logo, elas estavam livres para
negociar sua produção no mercado livre. Assim, as distribuidoras ficaram
involuntariamente descontratadas para o atendimento de seu mercado, e teriam que
recorrer ao mercado de curto prazo para atender sua demanda prevista (FGV
ENERGIA, 31 DE MARÇO DE 2014).
16
Art. 8º da Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013
49
Diante deste cenário, para poder atender a demanda, as distribuidoras subcontratadas
tiveram que recorrer ao mercado de curto prazo, espaço onde os preços de energia elétrica são
mais elevados se comparados aos preços estipulados nos leilões, o que, em princípio, não se
trata de um grande problema, pois, conforme consta no § 5º do Art. 1º da Lei nº 12.783/15,
nas prorrogações, considerando o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), os riscos
hidrológicos serão assumidos pelas concessionárias e permissionárias de distribuição do SIN,
com direito de repasse dos custos à tarifa do consumidor final. Isto é, o custo adicional para
adquirir energia mais cara no mercado de curto prazo, incialmente a cargo da distribuidora, é
posteriormente repassado aos consumidores, quando do repasse anual dos custos da parcela A
17. No entanto, o cenário hidrológico desfavorável agravou o problema, tornando o custo da
energia contratada no mercado de curto de prazo ainda mais elevado, sobretudo devido aos
maiores despachos de geração térmica (Lei 12.783/15; FGV Energia, 2014).
A MP 579, que tinha como principal objetivo reduzir as tarifas de energia elétrica
acabou gerando uma séria de descontentamentos e incertezas para o SEB, inclusive com
reflexo negativo no Ambiente de Contratação Livre (ACL), nos leilões de contratação de
energia nova promovidos pela ANEEL, no valor de mercado das empresas, resultando em
uma série de liminares na justiça. (CANAL ENERGIA, 2013). Ainda segundo a fonte citada,
mesmo um ano após o anúncio da referida MP, quanto se trata de avaliar os benefícios ou
prejuízos trazidos pela nova lei, várias opiniões divergem sobre os benefícios (ou não)
resultantes desta lei.
Em reportagem especial da agência Canal Energia, publicada em 06/09/13, o
presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim, revela que
“independente do que ocorreu no setor elétrico a mudança foi estrutural”. Segundo ele, “a
tarifa de energia elétrica hoje estaria em um patamar 20% mais alto se não houvesse sido
implementada a redução”. De acordo com sua avaliação, a questão da geração térmica
adicional é maior motivo de reclamações e críticas por parte dos diversos agentes. Logo,
segundo o referido presidente da EPE: “as variações conjunturais fazem parte do sistema
elétrico nacional e que as tarifas tendem a variar normalmente no Brasil. O discurso do
governo federal é de que deve-se separar o que é conjuntural (o momento hidrológico) do
estrutural (MP 579)”. (CANAL ENERGIA, 06/09/2013).
17
A Parcela A, ou Custos Não Gerenciáveis, envolve os custos incorridos pela distribuidora relacionados às
atividades de geração e transmissão, além de encargos setoriais previstos em legislação específica. Trata-se de
custos cujos montantes e preços, em certa medida, escapam à vontade ou gestão da distribuidora. Os itens que
compõe a Parcela A estão relacionados com a aquisição e transporte de energia, além dos encargos setoriais.
(ANEEL, 11/03/2016).
50
Contudo, para Cláudio Sales, presidente do Instituto Acende Brasil, a diferenciação
entre o que é conjuntural e estrutural é classificada como uma simplificação imprópria da MP
579. Nas suas palavras:
O balanço que fazemos é extremamente negativo, pois o setor elétrico é muito
complexo e não há mudança que não interfira de maneira diferente nos inúmeros
elos da cadeia. [...], o novo marco regulatório do próprio setor elétrico, de 2004, foi
um bom exemplo de como as coisas devem ser conduzidas, com negociações,
conversas e discussões acerca de um tema tão complexo e que, [...], consagrou a
prática da transparência. A MP 579 corrompeu toda essa prática de maneira
desastrosa, [...]. (CANAL ENERGIA, 06/09/2013).
Ainda de acordo com a reportagem citada, um ano após a divulgação da MP, as
empresas distribuidoras de energia, que já passam por revisões tarifárias mais intensas durante
os ciclos periódicos, receberam uma ajuda considerada importante para manter o fluxo de
caixa. Na contramão, o segmento que mais vem reclamando da condição da renovação das
concessões é o mercado livre. Desde o lançamento das bases da MP 579 e das medidas
adicionais, “todos os agentes adotaram o discurso da falta de isonomia com os grandes
consumidores de energia que representam cerca de 27% da demanda nacional” (CANAL
ENERGIA, 06/09/2013), sendo, segundo a fonte citada, o principal ponto de discussão a
destinação de todo o volume de 'energia velha', transformado em cotas, para o mercado
regulado.
Conforme CASTRO et. al. (2013):
A MP 579, convertida na Lei nº 12.783, promove uma mudança estrutural na relação
entre os mercados cativo e livre (ACL e ACR), representando a busca da política
energética governamental com objetivo de fortalecer o mercado cativo. O instrumento
adotado pelo governo para este fim foi a transferência dos contratos de venda da
energia diretamente para o portfólio de contratos das distribuidoras.
51
3 - AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE DE ENERGIA ELÉRICA:
caracterização e discussão.
Este capítulo visa entender como está organizado o ambiente de contratação livre de
energia elétrica, sua contextualização, as regras de comercialização e caracterização do ACL,
bem como discutir a dinâmica de atuação dos agentes por ramo de atividade, tarifas de
energia elétrica e as fontes de geração de eletricidade contratadas no ACL.
3.1 - Contextualização do Mercado Livre de Energia
O Ambiente de Contratação Livre (ACL) também conhecido como Mercado Livre é o
local em que o consumidor escolhe livremente seu fornecedor de energia elétrica, pois as
operações de compra e venda de energia são realizadas por meio de contratos bilatérias com
condições, volume e preços negociados livremente entre os geradores, comercializadores,
importadores e exportadores de energia. As distribuidoras de energia elétrica atuam no
Ambiente de Contratação Regulada (ACR), também conhecido como mercado regulado, e
não podem participar do ACL. Logo, as distribuidoras atuam somente no ACR, enquanto que
os comercializadores, consumidores livres e especiais exclusivamente no ACL.
Cabe destacar que a dinâmica de atuação desses mercados diz respeito apenas ao
ambiente de comercialização e não para os geradores18
, nos quais é permitido optar em qual
segmento irão vender a energia gerada. (PORTAL BRASIL, 2011).
A expansão do mercado livre ocorreu através das Leis nº 9.648, de 1998, 10.762, de
2003, do Decreto 5.163, de 2004 e da Resolução Normativa ANEEL nº 247/2006.
O artigo 8º da Lei nº 10.762, de 11 de novembro de 2003, criou uma nova
classificação de consumidor no mercado livre, o consumidor especial, definido pela
Resolução da ANEEL nº 247, de 2006, como “consumidor responsável por unidade
consumidora ou conjunto de unidades consumidoras do Grupo “A”, integrante(s) do mesmo
submercado no SIN, reunidas por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga
seja maior ou igual a 500 KW”, nos quais podem:
Comprar energia de forma alternativa ao suprimento da concessionária local,
independente da tensão em que fossem atendidos, desde que tal fornecimento seja
proveniente de geração declarada como "fonte alternativa" de energia elétrica que é
caracterizada por usinas hidrelétricas com capacidade instalada de até 30.000 kW
(definidas como CGH e PCH), ou usinas de cogeração de energia elétrica a partir da
18
Concessionárias de serviço público de geração, produtores independentes de energia, autoprodutores ou
comercializadores.
52
biomassa (bagaço de cana de açúcar, casca de arroz, resíduos de madeira, e outras
fontes), ou fontes solares, ou ainda fontes eólicas. (ATUAL ENERGIA, 2011).
O Decreto nº 5.163, de 2004, instituiu o ACL caracterizando-o por contratos
livremente negociados. No que se refere a comercialização de energia elétrica no ACL, o Art.
47 do referido decreto assinala que “a contratação no ACL dar-se-á mediante operações de
compra e venda de energia elétrica envolvendo os agentes concessionários, permissionários e
autorizados de geração, comercializadores, importadores, exportadores de energia elétrica e
consumidores livres”
Uma das principais diferenças do ambiente de contratação livre em relação ao
ambiente de contratação regulado são as relações comerciais e contratuais. No ACL, por
exemplo, as “relações comerciais serão livremente pactuadas e regidas por contratos bilaterais
de compra e venda de energia elétrica, onde estarão estabelecidos, entre outros, prazos e
volumes19
”.
Ambiente Livre Ambiente Regulado
Participantes Geradoras, comercializadoras,
consumidores livres e especiais.
Geradoras, distribuidoras e comercializadoras.
As comercializadoras podem negociar energia
somente nos leilões de energia existente –
(Ajuste e A-1)
Contratação Livre negociação entre os
compradores e vendedores
Realizada por meio de leilões de energia
promovidos pela CCEE, sob delegação da
Aneel.
Tipo de contrato Acordo livremente estabelecido
entre as partes
Regulado pela Aneel, denominado Contrato de
Comercialização de Energia Elétrica no
Ambiente Regulado (CCEAR)
Preço Acordado entre comprador e
vendedor Estabelecido no leilão
Quadro 2 - ACL e ACR - Diferença entre participantes, contratação, tipos de contratos e preço.
Fonte: CCEE (2016).
Os clientes do mercado livre são classificados como consumidores livres e especiais,
os quais possuem em comum a liberdade de negociar a compra de eletricidade, sendo o
volume de energia consumido que os diferencia. (NC ENERGIA, 2013).
Podem ser consumidores livres os que possuem demanda contratada igual ou maior a
3.000 KW, atendidos em tensão de fornecimento acima de 69 kv, e, se atendidos em tensão
inferior, estejam ligados ao SIN, após 08 de julho de 1995. A aquisição de energia pelo
consumidor livre pode ser realizada de fontes convencionais, nas quais incluem grandes
19
Parágrafo único do Art. 47 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.
53
usinas hidrelétricas ou termoelétricas, acima de 50 MW e/ou incentivadas oriundas de PCHs,
biomassa, eólica e solar com geração de até 50 MW. (CPFL BRASIL, 2016).
O Quadro 3 resume os requisitos necessários para se tornar consumidor livre.
Tipo de
Consumidor
Demanda
Contratada Data de Conexão
Tensão de
Conexão Fonte de Energia
Consumidor
Livre > 3.000 KW
Ligados após 08/07/1995 Qualquer Tensão Qualquer Fonte
Ligados antes 08/07/1995
< 69 kV Energia de Fontes
Incentivadas
> 69 kV Qualquer Fonte de
Energia Quadro 3 - Requisitos para se tornar consumidor livre
Fonte: Adaptado (CPFL BRASIL; ABRACEEL, 2016).
Os consumidores especiais são os que possuem demanda contratada maior ou igual a
500 KW até o limite de 2.999 KW, individualmente ou por comunhão de fato (mesmo
endereço) ou de direito (mesmo CNPJ), sendo a aquisição de energia elétrica realizada
somente através de fonte incentivada, no qual possibilita aos consumidores especiais obterem
descontos de até 100% da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e Taifa de Uso
do Sistema de Transmissão (TUST) (CPFL BRASIL, 2016; NEOENERGIA, 2013).
O Quadro 4 resume os requisitos necessários para se tornar consumidor especial.
Tipo de Consumidor Demanda Contratada Tensão Fonte de Energia
Consumidor Especial
> 500 KW e < 3.000 KW
> 2,3 kV Incentivada Unidades que somadas
atinjam 500 KW Quadro 4 - Requisito para se tornar consumidor especial.
Fonte: Adaptado de CPFL BRASIL (2016).
A Tabela 4 apresenta a quantidade de agentes que participaram da contabilização na
CCEE, em dezembro de cada período, entre 2009 e setembro de 2016, e a Figura 9 mostra a
participação de cada agente, com destaque para a representatividade dos consumidores
especiais entre os agentes compradores, e para o Produtor Independente entre os agentes
vendedores.
54
Tabela 4 - Número de Agentes
Agentes 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
Comercializador 70 93 113 144 150 156 171 186
Importador/Exportador 1 1 1 n.d. n.d. n.d. n.d. n.d.
Produtor Independente 169 262 312 445 545 647 837 925
Geradores 28 28 31 32 39 41 31 43
Autoprodutor 28 35 41 41 45 51 61 58
Distribuidor 45 45 46 47 45 46 46 48
Consumidor Especial n.d. 455 587 985 1.142 1.168 1.203 2.469
Consumidor Livre n.d. 483 514 592 613 623 623 760
Total CE e CL 665 938 1.101 1.577 1.755 1.791 1.826 3.229
TOTAL DE AGENTES 1.006 1.402 1.645 2.286 2.579 2.732 2.972 4.489
Nota: base - dezembro de cada período.
* Dados de setembro.
Fonte: Adaptado de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Figura 9 - Participação dos agentes (%).
Nota: base - dezembro de cada período
* dados de setembro.
Fonte: Adaptado de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Com base nas informações apresentadas, em setembro de 2016 o ACL representou 27%
do consumo total em MW médios. Os dados se referem ao consumo contabilizado pela CCEE
em dezembro de cada período, como enfatizado. Entre 2010 e 2013, a participação do ACL
no consumo é crescente, contudo, obteve um arrefecimento em 2014 e 2015, retomando-se
em 2016.
No que diz respeito ao consumo no centro de gravidade por ambiente de
comercialização, percebe-se em termos absolutos que ao longo dos anos apresentados o
consumo no ACR é relativamente mais significativo que no ACL, em razão do número maior
de consumidores cativos. Entretanto, considerando a variação no período, constata-se que o
consumo no ACL cresceu acima do consumo total, representando uma variação percentual de
7% 7% 7% 6% 6% 6% 6% 4%
17% 19% 19% 19% 21% 24% 28% 21%
3% 2% 2% 2% 2% 2% 2%
1% 4% 3% 3% 2% 2% 2%
2%
1%
66% 67% 67% 69% 68% 66% 61% 72%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
Comercializador Importador/Exportador Produtor Independente Geradores Autoprodutor Distribuidor Total CE e CL
55
19,6%, enquanto que no ACR essa mesma variação percentual ficou abaixo da variação do
consumo total.
Tabela 5 - Consumo no centro de gravidade por ambiente de comercialização (em MW médios).
Ambiente 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* Var. (%)
2016/2010
ACR 42.033 42.747 45.462 45.845 47.392 48.414 44.184 5,1
ACL 13.662 14.258 14.770 15.300 14.143 13.381 16.335 19,6
TOTAL 55.695 57.005 60.232 61.145 61.535 61.795 60.519 8,7
Nota: base - dezembro de cada período.
* dados de setembro
Fonte: Adaptado de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016)
Considerando esses números, em termos participação percentual (Figura 10), percebe-
se que a representatividade do consumo dos participantes do ACL foi em média de 24% no
total do período, já no ACR esse consumo representou em média 76%.
Figura 10 - Participação do ACL (%) no consumo médio de energia
Nota: base - dezembro de cada período
* dados de setembro
Fonte: Adaptado de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016)
Com relação ao consumo dos agentes participantes do ACL, constata-se que o
consumidor especial cresceu a uma variação de percentual de 163,2%, acima do crescimento
percentual total do consumo dos agentes no ACL, que foi de 19,6%. O consumo do agente
livre cresceu 16,5% no período.
Tabela 6 - Consumo dos agentes participantes do ACL (em MW médios).
Agentes 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* Var. (%)
2016/2010
ACL 13.662 14.258 14.770 15.300 14.143 13.381 16.335 19,6
ACL | CE + CL** 9.355 9.738 10.332 11.057 10.209 10.214 12.990 38,9
Especial n.d. 1.122 1.624 1.782 1.742 1.633 2.953 163,2
Livre n.d. 8.617 8.708 9.275 8.467 8.580 10.037 16,5
APE + PI 3.419 3.557 3.515 3.296 3.086 2.555 2.734 -20,0
GERADOR 888 937 923 948 848 612 609 -31,4
EXPORTAÇÃO n.d. 25 n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. -
COMERCIALZIADOR n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 3 -
75% 75% 75% 75% 77% 78% 73%
25% 25% 25% 25% 23% 22% 27%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
ACL
ACR
56
Nota: base - dezembro de cada período; o consumo da classe Geradora corresponde ao atendimento aos
consumidores finais por Chesf e Eletronorte, por meio de contratos com tarifas reguladas pela ANEEL.
* dados de setembro
** representa a informação do total dos agentes, especiais e livres, que atuam no ACL.
Fonte: Adaptado de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Com relação à representatividade, destaca se que o consumidor livre apresentou no
período uma participação de 61%, em média, enquanto que o consumidor especial
representou 12% no total do consumo registrado no ACL, perfazendo, com isso, uma
participação média total de ambos no ACL de 72%.
Figura 11 - Participação dos agentes do ACL (%) no consumo médio de energia
Fonte: Adaptado de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE)
Base Dezembro de cada período
* Dados de Setembro.
Ou seja, em termos de participação percentual, o consumo dos agentes livres apresenta
uma representatividade significativamente maior que o consumo do agente especial. Contudo,
os consumidores especiais obtiveram o maior crescimento percentual do consumo no período,
como já destacado.
3.2 - Regras de comercialização e caracterização do ACL.
O mercado livre de energia elétrica surgiu em julho de 1995, através da Lei nº 9.074. Por
meio da referida lei foi criada a figura do consumidor livre e do produtor independente. Nesse
contexto, o mercado livre de energia elétrica surgiu com objetivo de atrair capital privado e
aliviar os investimentos públicos em infraestrutura, para, assim, estimular a livre
68% 68% 70% 72% 72% 76% 80%
25% 25% 24% 22% 22% 19% 17%
6% 7% 6% 6% 6% 5% 4%
8% 11% 12% 12% 12% 18%
60% 59% 61% 60% 64% 61%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
ACL | CE + CL APE + PI GERADOR
EXPORTAÇÃO COMERCIALIZADOR Consumidor Especial
Consumidor Livre
57
concorrência, aumentando consequentemente a competividade das empresas brasileiras na
medida que pudessem reduzir seus custos de aquisição de energia elétrica. (EDP, 2012).
É considerado produtor independente de energia elétrica (conforme seção II, Art. 11 da
Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995) “a 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”.
Nesse sentido, a venda de energia elétrica pelo produtor independente poderá ser
destinada (seção II, Art. 12 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995) ao (a):
I - concessionário de serviço público de energia elétrica;
II - consumidor de energia elétrica, nas condições estabelecidas nos arts. 15 e 16;
III - consumidores de energia elétrica integrantes de complexo industrial ou comercial,
aos quais o produtor independente também forneça vapor oriundo de processo de co-
geração;
IV - conjunto de consumidores de energia elétrica, independentemente de tensão e
carga, nas condições previamente ajustadas com o concessionário local de
distribuição;
V - qualquer consumidor que demonstre ao poder concedente não ter o concessionário
local lhe assegurado o fornecimento no prazo de até cento e oitenta dias contado da
respectiva solicitação.
Com base nos dados divulgados pela CCEE nos relatórios mensais de informe ao
mercado (Infomercado), constata-se que em setembro de 2016 foram contabilizados 925
produtores independentes, nos quais representam aproximadamente 20% dos 4.489 agentes
registrados na CCEE. Se excluídos os agentes consumidores (livres e especiais),
distribuidores e comercializadores, a quantidade de produtores independentes passam a
representar 90% entre os agentes que geram e vendem energia. Ainda conforme a CCEE, e
tomando-se como base o mês de dezembro de cada período, é possível comparar a partir de
2009 a representatividade do produtor independente em relação ao total de agentes, bem como
em relação ao total de agentes que atuam no ACL.
Dessa forma, observa-se, conforme a Figura 12, que os produtores independentes de
energia elétrica representaram em média 21% sobre todos os agentes elencados no período, e,
se considerarmos somente os agentes geradores, autoprodutores de energia (APE), produtores
independentes (PI) e Geradores, os PI representam em média 85%.
58
Figura 12 – Produtores independentes de energia elétrica - Participação (%) sobre total de agentes registrados
na CCEE e sobre os agentes geradores.
Nota: base - dezembro de cada período.
* dados de setembro.
Fonte: Adaptado de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
A Tabela 7 mostra o crescimento anual em números absolutos e relativos, tendo como
base a quantidade de produtores independentes registrados na CCEE, em dezembro de cada
período. Logo, é possível observar que os produtores independentes de energia elétrica
cresceram a uma taxa média de 28% ao ano, passando de 169 agentes, em 2009, para 925 em
setembro de 2016, perfazendo uma variação percentual total de 447,3%, entre 2009 e 2016.
Tabela 7 - Produtores independentes de energia elétrica - quantidade e taxa de variação anual (%)
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 * Var. (%) –
2016/2009
Produtor
Independente 169 262 312 445 545 647 837 925
447,3
Taxa de variação em
relação a dezembro do
ano anterior
- 55% 19% 43% 22% 19% 29% 11%
-
Base Dezembro de cada período
* Dados de Setembro
Fonte: Elaboração própria a partir de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Com relação aos consumidores livres, é possível comparar a quantidade de agentes
(especiais e livres) a partir de 2010, e, nesse sentido, constata-se que esses têm crescido a uma
taxa média de 25% ao ano, sendo que em 2016 a quantidade de consumidores livres avançou
77% em relação a quantidade registrada em dezembro do ano anterior. O destaque são os
consumidores especiais, que totalizaram 1.203, em dezembro de 2015, e 2.469, em setembro
de 2016, logo, obtiveram um acréscimo de 1.266 novos agentes, representando uma variação
positiva de 105,2%.
17% 19% 19% 19% 21% 24% 28% 21%
75% 81% 81% 86% 87% 88%
90% 90%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
Participação sobre os agentes geradores (APE, PI e GERADORES)
Participação sobre todos os agentes elencados
59
Figura 13 - Número de consumidores livres e especiais
Nota: base - dezembro de cada período
* dados de setembro.
Fonte: Adaptado de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Esse aumento significativo na quantidade de consumidores livres, sobretudo dos
especiais, deveu-se basicamente a migração de agentes do mercado cativo para o mercado
livre, entre 2015 e 2016, em razão de custos mais baixos e, consequentemente, melhor
previsibilidade na fatura mensal de energia elétrica.
Em relação ao consumo (MWmed), os produtores independentes (PI) e os
autoprodutores de energia (APE) representaram em média 5% do consumo total20
, e 22% do
consumo registrado no ACL21
(Figura 14). Entre janeiro de 2010 e setembro de 2016, a média
mensal de consumo do APE e PI foi de 3.256 MWmed.
Figura 14 - PI e APE – Participação (%) sobre o consumo total e sobre o consumo no ACL
Nota: base - dezembro de cada período
* dados de setembro.
Fonte: Elaboração própria a partir de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
20
Consumo total = Soma do Consumo em MWmed no ACR e ACL. 21
Consumo no ACL = Soma do consumo em MWmed dos agentes consumidores especiais e livres, dos agentes
geradores, exportadores e comercializadores
938 1.101
1.577 1.755 1.791 1.826
3.229
455 587
985 1.142 1.168 1.203
2.469
483 514 592 613 623 623 760
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
Total Consumidores Especiais e Livres Consumidores Especiais Consumdiores Livres
6% 6% 6% 5% 5% 4% 5%
25% 25% 24% 22% 22%
19% 17%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Participação sobre consumo TOTAL Participação sobre consumo no ACL
60
Os montantes de contratos em MW médios no centro de gravidade por classe de
vendedor e comprador, registrado em dezembro de 2014, 2015 e setembro de 2016, apontam
que os APE e PI, representaram 2% e 38%, respectivamente do montante total contratado no
período. Diferentemente ocorre com os agentes compradores, pois essa representatividade foi
de 4% e 6%, respetivamente.
Tabela 8 - Montantes de Contratos (MWmed) no centro de gravidade por classe de vendedor e comprador.
Classe do Vendedor Dez-
14
Dez-
15
Set-
16 Classe do Comprador
Dez-
14
Dez-
15
Set-
16
Autoprodutor 2% 2% 2%
Autoprodutor 4% 4% 3%
Comercializador 30% 29% 32%
Comercializador 21% 21% 25%
Consumidor Especial 0% 0% 0%
Consumidor Especial 2% 2% 3%
Consumidor Livre 0% 0% 0%
Consumidor Livre 11% 10% 10%
Distribuidor 0% 0% 0%
Distribuidor 53% 53% 48%
Gerador 33% 30% 26%
Gerador 3% 3% 3%
Produtor Independente 35% 38% 39%
Produtor Independente 5% 6% 7%
TOTAL 100% 100% 100%
TOTAL 100% 100% 100%
Base Dezembro de cada período
* Dados de setembro.
Fonte: Elaboração própria a partir de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
As Tabelas 9 e 10 apresentam os montantes médios de energia transacionada pelos
APE e PI como compradores, nos períodos de 2014, 2015 e setembro de 2016, considerando
contratos entre perfis dos mesmos agentes, sendo os agentes classificados como vendedores e
compradores. Conforme definição da Resolução Normativa ANEEL, nº 611 de 8 de abril de
2014, agentes vendedores são agentes da CCEE pertencentes a categoria de geração e classe
de agentes comercializadores.
Na comparação dos montantes médios de energia elétrica contratada pelo APE, nos
anos de 2014 e 2015, ressalta-se que os maiores volumes foram registrados pelos PIs, agente
gerador e comercializador, respectivamente. A partir de 2016, ocorre uma alternância nessa
composição, com redução superior a 500 MW médios dos montantes contratados do agente
gerador.
61
Tabela 9 - Energia contratada pelo autoprodutor de energia (APE).
Autoprodutor Montante médio (MWmed) Montante total (MWmed)
2014 2015 2016 2014 2015 2016 *
Autoprodutor 74 85 177 891 1.026 1.593
Comercializador 624 927 1.087 7.482 11.126 9.785
Gerador 1.190 1.116 507 14.276 13.397 4.559
Produtor Independente 1.423 1.664 1.757 17.071 19.969 15.814
TOTAL 3.310 3.793 3.528 39.720 45.517 31.751
Nota: base - dezembro de cada período
* dados de setembro
Fonte: Adaptado de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
O total dos montantes médios de energia elétrica contratada pelos PIs segue uma
tendência crescente (Tabela 10), sobretudo se comprado o ano de 2016, em relação a 2015, no
qual destaca-se que até setembro desse ano foram registrados um acréscimo de mais de 700
MW médios, o equivalente a um crescimento percentual de 14,3%.
Tabela 10 - Energia contratada pelo produtor independente (PI)
Produtor Independente Média Mensal - Montante em R$ Total Anual - Montante em R$
2014 2015 2016 2014 2015 2016 *
Autoprodutor 112 88 65 1.345 1.054 586
Comercializador 2.464 2.408 2.770 29.565 28.897 24.927
Consumidor Especial* 1 5 16 6 64 148
Consumidor Livre* 0 1 10 1 3 94
Gerador 555 524 729 6.655 6.285 6.558
Produtor Independente 1.878 2.350 2.559 22.541 28.197 23.028
TOTAL 5.010 5.376 6.149 60.114 64.500 55.342
Nota: base - dezembro de cada período
* dados de setembro
Fonte: Adaptado de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Com relação a participação percentual, constata-se, conforme Figuras 15, que em
média 45% dos montantes de contratos registrados pelos APEs é realizado através de um
produtor independente, sendo seguido por 27% de um agente gerador.
62
Figura 15 - Participação (%) da energia contratada pelo autoprodutor.
Nota: base - dezembro de cada período
* dados de setembro.
Fonte: Elaboração própria a partir de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Já com relação à participação percentual da energia contratada pelo produtor
independente, destaca-se, conforme a Figura 16, que em média 46% dos montantes de
contratos do produtor independente são realizados por meio de um agente comercializador,
sendo os percentuais restantes distribuídos entre os próprios produtores independentes (41%),
agente gerador (11%) e APE (2%).
Figura 16 - Participação (%) da energia contratada pelo produtor independente
Nota: base - dezembro de cada período
* dados de setembro.
Fonte: Elaboração própria a partir de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Sobre a compra de energia elétrica por parte dos consumidores, a seção III, Art. 15 da
Lei nº 9.074/1995, dispõe que:
Respeitados os contratos de fornecimento vigentes, a prorrogação das atuais e as
novas concessões serão feitas sem exclusividade de fornecimento de energia elétrica a
consumidores com carga igual ou maior que 10.000 kW, atendidos em tensão igual ou
superior a 69 kV, que podem optar por contratar seu fornecimento, no todo ou em
parte, com produtor independente de energia elétrica.
2% 2% 5% 19% 24%
31%
36% 29% 14%
43% 44% 50%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2014 2015 2016
Autoprodutor Comercializador Gerador Produtor Independente
2% 2% 1%
49% 45% 45%
11% 10% 12%
37% 44% 42%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2014 2015 2016
Autoprodutor Comercializador Gerador Produtor Independente
63
Em redação dada pela Lei nº 9.648, de 1998, fica claro que, decorridos três anos, os
consumidores, referidos no Art. 15 da Lei nº 9.074/1995, poderão estender sua opção de
compra a qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do SIN e,
decorridos cinco anos da publicação desta lei, os consumidores com carga igual ou superior a
3.000 kW, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV, poderão optar pela compra de
energia elétrica a qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do
mesmo sistema interligado, sendo que após oito anos da publicação desta lei, o poder
concedente poderá diminuir os limites de carga e tensão estabelecidos nos Art. 15º e no Art.
16º.
Os consumidores de energia elétrica instalados após a publicação da Lei nº 9.074, ou
seja, após 7 de julho de 1995, e cuja carga fosse igual ou maior que 3.000 KW, já estariam
caracterizados como consumidores livres, independentemente do nível de tensão que fossem
atendidos. (LEI Nº 9.074, 1995; ATUAL ENERGIA, 2011).
O Quadro 5 resume cronologicamente as regras de migração para o ACL aplicadas aos
consumidores conectados anteriormente a publicação da Lei nº 9.074/1995.
Consumidores* 1995 1998 2000 2003
Carga > 10 MW > 10 MW > 3 MW
Poder concedente poderá
diminuir os limites de carga
e tensão
Tensão > 69 Kv > 69 Kv > 69 Kv
Origem da Energia
Contratada
Produtor
Independente
Sem
Restrição
**
Sem
Restrição
** Quadro 5 - Cronologia das regras de migração para o ACL aplicada aos consumidores conectados antes de
08/07/1995.
Nota: * Consumidores com instalação ativa anterior a Lei nº 9.074; ** Podem optar pela compra de energia
elétrica de qualquer concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do mesmo sistema
interligado.
Fonte: adaptado da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995
Gradualmente ao longo anos, as regras de migração para o ACL foram flexibilizadas,
com redução dos 10 MW, exigidos entre os anos de 1995 e 1998, para 3 MW a partir do ano
2000, ocorrendo também alterações na origem da energia contratada, na qual a partir de 1998
deixou de ser restrita apenas ao produtor independente.
O projeto RE-SEB, iniciado em 1996 e concluído em agosto de 1998 sob a
coordenação do MME, definiu a estrutura conceitual e institucional do modelo, lançado
durante os anos de 2003 e 2004, e implantado no SEB, a partir das Leis nº 10.847 e 10.848 e
Decreto nº 5.163. Nesse contexto, é possível enfatizar que é a partir da desverticalização do
64
SEB e, sobretudo das novas regras de comercialização de energia implantadas em 2004, que o
ACL ganha importância (CELESC, 2011), privilegiando, assim, um modelo de
comercialização de energia que pudesse unir o mercado livre e o regulado em torno da
necessidade de garantir o abastecimento de forma condizente com as regras específicas de
cada ambiente de comercialização, respectivamente no tocante a determinação do preço livre
e regulado, sendo este último para os agentes que atuam no ACR, onde a contratação de
energia é baseada no princípio da modicidade tarifária, logo, pressupõe preços mais
competitivos no processo de comercialização de eletricidade.
Dessa forma e conforme a legislação, os requisitos para um consumidor migrar do
ambiente de contratação regulado para o de contratação livre, e ser, por esse meio, inserido no
ACL como consumidor especial, é necessário que “os consumidores ou conjunto de
consumidores reunidos por comunhão de interesse de fato ou de direito, possuam carga maior
ou igual a 500 Kw e que adquiram energia nas formas previstas no parágrafo 5º do Art. 26 da
Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996”22
.
Logo, e obrigatório que os consumidores livres sejam agentes da CCEE, nos quais
estarão sujeitos ao pagamento de todos os tributos e encargos devidos pelos demais
consumidores, salvo expressa previsão legal ou regulamentar em contrário, podendo a
ANEEL determinar que os encargos, taxas e contribuições setoriais sejam pagos no momento
da liquidação das transações no mercado de curto prazo da CCEE23
.
Caso os consumidores livres queiram retornar à condição de consumidor atendido
mediante tarifas e condições reguladas, deverão formalizar e notificar o agente de distribuição
local com antecedência mínima de cinco anos, sendo que esse prazo poderá ser reduzido a
critério do respectivo agente de distribuição24
.
Além dos consumidores livre e especiais, há também a figura do consumidor
parcialmente livre, criado através da Resolução Normativa Aneel nº 376, de 25 de agosto de
2009. Conforme Art. 15 da resolução supracitada, esse tipo de consumidor é aquele “que
compra parte de suas necessidades de energia elétrica no mercado livre e outra parte da
distribuidora local, nas mesmas condições reguladas aplicáveis a consumidores cativos,
inclusive tarifas e prazos”.
22
Art. 48 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004. 23
Art. 50 e 51 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004 24
Art. 52 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.
65
Caso o consumidor atenda aos requisitos de elegibilidade e decida deixar de ser
consumidor cativo para migrar para o mercado livre, deverá seguir as etapas detalhadas no
Quadro 6.
1ª Avaliar os requisitos
de tensão e demanda
É preciso ter demanda contratada de, no mínimo, 500 Kw para se tornar
consumidor especial e de 3 MW para se tornar livre, caso o consumidor
tenha se conectado ao sistema antes de 7/7/1995, deve, ainda, ter nível
de tensão igual ou superior a 69 KV para ser consumidor livre.
2ª
Analisar os contratos
vigentes com a
distribuidora
O contrato de compra de energia regulado ou contrato de fornecimento
tem, usualmente, vigência de 12 meses e para efeitos de migração deve
ser rescindido com seis meses de antecedência.
3ª
Realizar estudo de
viabilidade
econômica
Após analisar os contratos vigentes, o consumidor deve realizar um
estudo de viabilidade econômica, comparando as previsões de gastos
com a eletricidade no mercado livre e cativo.
4ª
Enviar carta de
denúncia do contrato
a distribuidora
Caso o consumidor decida pela migração para o mercado livre, o
consumidor deve enviar uma carta a distribuidora comunicando a
denúncia dos contratos vigentes. Caso queira antecipar a rescisão
contratual, deve pagar pelo encerramento antecipado do contrato.
5ª Comprar Energia no
ACL
O próximo passo é compra de energia no ACL, por meio de contratos de
compra de energia em ambiente de contratação livre (CCEAL) e/ou de
contratos de compra de energia incentivada (CCEI). A energia
contratada pode ser de comercializadores, geradores, ou outros
consumidores (por meio de cessão).
6ª Adequar-se ao SMF
O próximo passo é a adequação do sistema de medição para faturamento
(SMF). Os consumidores livres e especiais precisam adequá-lo aos
requisitos descritos no procedimento de rede, submódulo 12.2*.
7ª
Realizar adesão a
CCEE e fazer a
modelagem dos
contratos
O último passo para migração do consumidor é realizar a adesão a
CCEE e fazer a modelagem dos contratos de energia comprados no
ACL.
Quadro 6 - Etapas de migração para o ACL.
Nota: *Instalação do sistema de medição para faturamento, submódulo 12.2 (ONS). Saiba mais
http://extranet.ons.org.br/operacao/prdocme.nsf/videntificador-
logico/91D2F3D5E0A476AC83257945005B18FC/$file/Submodulo%2012.2_Rev_2.0.pdf?openelem
Fonte: ABRACEEL (2016).
A Resolução Normativa Aneel nº 376, de 25 de agosto de 2009, trata das relações
contratuais do consumidor livre estabelecendo em seu Art. 3º que o exercício da opção de
compra de energia elétrica pelo consumidor livre implicará a celebração dos seguintes
contratos:
I - Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição - CCD ou de Transmissão -
CCT, nos termos da regulamentação específica;
66
II - Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD ou de Transmissão - CUST,
nos termos da regulamentação específica; e
III - Contrato de Compra de Energia no Ambiente de Contratação Livre - CCEAL,
com o agente vendedor.
Conforme CCEE (2016), as operações de compra e venda de energia elétrica são
pactuadas por meio de Contratos de Compra de Energia no Ambiente Livre, os quais devem
ser obrigatoriamente registrados na CCEE. Há cinco tipos de contratos no ACL: Contrato de
Compra de Energia Incentivada (CCEI), Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica no
Ambiente de Contratação Livre (CCEAL), Contratos Bilaterais, Contrato de Energia de
Reserva (CER) e os Contratos de Uso de Energia de Reserva (CONUER).
A oferta de energia ao mercado livre é realizada por meio dos agentes
comercializadores, importadores, autoprodutores25
, geradores e também por cessão de
excedentes entre consumidores livres e especiais, desde que cadastrados como agentes da
CCEE. (ABRACEEL, 2016)
A compra de energia pelos consumidores livres pode ser realizada através de contratos
de compra de energia incentivada e/ou convencional. Se a energia contratada provém de
fontes incentivadas, os consumidores livres têm direito a redução na TUST e TUSD. Há três
níveis de desconto nessas tarifas: 50%, 80% e 100%, sendo que o percentual de desconto
dependerá da data de homologação da outorga ou do registro do empreendimento na ANEEL,
bem como do tipo de fonte de geração, de forma que o incentivo final sobre as tarifas de
TUST e TUSD poderá variar entre os extremos. Já a contratação de energia convencional não
gera descontos nas tarifas de fio. (ABRACEEL, 2016; COMERC, 2014).
Os consumidores livres podem contratar energia elétrica através dos
comercializadores, os quais não geram energia elétrica, mas a “adquire de diferentes
fornecedores, criando um portfólio diversificado de produtos a serem ofertados aos
consumidores e outros agentes compradores” (ABRACEEL, 2016).
Os comercializadores, apesar de não possuírem ativos de geração, estão sob forte
regulação na ANEEL, que, por meio da Resolução Normativa nº 678, de 1º se setembro de
2015, estabelece os requisitos e os procedimentos atinentes à obtenção e à manutenção de
autorização para comercializar energia elétrica no SIN. O Art. 3º da referida Resolução
Normativa diz que a “atividade de comercialização de energia elétrica somente poderá ser
exercida após a obtenção da autorização da ANEEL e a subsequente adesão à Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, nos termos das normas vigentes”.
25
Autoprodutores são autorizados a vender somente a energia excedente.
67
No que se refere aos requisitos para obtenção de autorização para exercer a atividade
de comercialização de energia elétrica, no âmbito do SIN, as empresas comercializadoras
devem cumprir uma série de exigências e satisfazer todas as condições especificadas no Art.
4º da referida resolução, no qual destaca, entre outros aspectos, a necessidade de capital social
integralizado de, no mínimo, R$ 1.000.000,00 (um milhão de reais).
Com base nos relatórios de informe ao mercado divulgado mensalmente pela CCEE
(2016), os comercializadores de energia movimentaram por meio de transações contratuais
entre os agentes, cerca de 19.700 MWmed de energia, o que corresponde a aproximadamente
45% do mercado livre e 22% de todo o mercado de energia elétrica do país.
A Tabela 11 apresenta a média dos montantes de contratos (em MWmed) do agente
comercializador para os períodos de 2014 a setembro de 2016. Com base nessas informações
é possível observar que em 2015 e 2016, o montante de contratos (média mensal) aumentou
8% e 20,2%, enquanto que considerando o total anual, constata-se uma redução em 2016, com
relação ao ano de 2015, cerca de 10%, passando de 227.294 MWmed em 2015, para 204.892,
em 2016. A tendência é que ao final de 2016, os comercializadores totalizem
aproximadamente 273.200 MWmed, aumentando, assim, sua participação sobre o total
transacionado tanto no ACL como em todo o mercado de comercialização de energia elétrica
no país.
Tabela 11 - Montante de contratos no centro de gravidade por classe do comprador (em MW médios)
transacionado pelo agente comercializador.
Classe do
Comprador
Média Mensal - Montante em
MWmed
Total Anual - Montante em MW
med
2014 2015 2016 2014 2015 2016
Autoprodutor 3.310 3.793 3.528 39.720 45.517 31.751
Comercializador 17.466 18.941 22.766 209.593 227.294 204.892
Consumidor Especial 1.971 1.896 2.390 23.650 22.751 21.506
Consumidor Livre 10.117 9.906 10.430 121.409 118.868 93.868
Distribuidor 44.210 47.524 50.119 530.515 570.283 451.069
Gerador 2.445 2.865 2.969 29.335 34.380 26.724
Produtor
Independente 5.010 5.375 6.149 60.114 64.500 55.342
TOTAL 84.528 90.299 98.350 1.014.338 1.083.594 885.152
Fonte: Adaptado de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Em termos de participação percentual, a Figura 17 destaca que o agente
comercializador representa em média 22% do montante de contratos negociados
mensalmente, e cerca de 45% do montante dos contratos transacionados anualmente.
68
Figura 17 - Participação (%) do comercializador sobre os montantes de energia elétrica contratados no ACL.
Fonte: Elaboração própria a partir de Infomercado (CCEE).
A quantidade de agentes que participaram da contabilização de energia elétrica
registrada na CCEE, em dezembro de cada período, entre 2009 e 2015, e em setembro de
2016, está disponibilizada por classes/tipos de agentes conforme Tabela 12.
Conforme pode-se depreender da referida tabela, a quantidade de agentes cresceu no
período a uma variação percentual de 346,2% (taxa média de 25% ao ano), sendo os
produtores independentes e consumidores livres (especiais e livres) os agentes que
apresentaram maior variação percentual, bem como maior participação em relação aos demais
agentes, conforme Figura 18. Entre dezembro de 2015 e setembro de 2016, 1.517 novos
agentes passaram a fazer parte das contabilizações da CCEE, sendo 1.403 consumidores
livres, 88 produtores independentes, 12 geradores e 15 agentes comercializadores (Tabela 12).
Tabela 12 - Quantidade de agentes por classe.
Classe 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* Var. (%)
2016/2009
Comercializador 70 93 113 144 150 156 171 186 165,7
Importador/Exportador 1 1 1 n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. -100,0
Produtor Independente 169 262 312 445 545 647 837 925 447,3
Geradores 28 28 31 32 39 41 31 43 53,6
Autoprodutor 28 35 41 41 45 51 61 58 107,1
Distribuidor 45 45 46 47 45 46 46 48 6,7
Consumidor Especial 455 587 985 1.142 1.168 1.203 2.469 442,6
Consumidor Livre 483 514 592 613 623 623 760 57,3
Total CE e CL 665 938 1.101 1.577 1.755 1.791 1.826 3.229 385,6
TOTAL 1.006 1.402 1.645 2.286 2.579 2.732 2.972 4.489 346,2 Nota: base - dezembro de cada período
* dados de setembro
Fonte: Adaptado de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Conforme os dados apresentados na Figura 18, os consumidores livres (especiais e
livres) destacam-se em termos de representatividade, perfazendo uma participação de em
média 67% no total de agentes participantes da comercialização de energia elétrica na CCEE,
sendo seguidos pelo produtor independente, com 21%, e comercializador, com 6%.
21% 21% 23%
43% 44% 47%
0%
20%
40%
60%
80%
2014 2015 2016
Participação sobre o TOTAL Participação sobre o ACL
69
Figura 18 - Participação (%) dos agentes por classe
Nota: base - dezembro de cada período
* dados de setembro
Fonte: Adaptado de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Do total de contratos transacionados e contabilizados pela CCEE, em dezembro de
2014 e 2015, os consumidores livres e especiais representaram 32% do total, enquanto que em
setembro de 2016 essa participação aumentou para 38%. Já em relação ao total transacionado
no ACL, a participação dos consumidores livres é em média de 70%. A Tabela 13 apresenta a
quantidade de contratos transacionados distribuídos por ambiente de negociação e comprador.
Nesse sentido, destaca-se o incremento de 5.875 contratos no ACL entre dezembro de 2015 e
setembro de 2016, logo um crescimento de cerca de 59%, sendo que desse total os
consumidores livres e especiais representam aproximadamente 70% dos contratos negociados
no ACL.
Tabela 13 - Número de contratos por ambiente de negociação e classe
Ambiente de Negociação Classe - Comprador Dez./14 Dez./15 Set./16 Var. (%)
Set./16/Dez./15
ACR Distribuidor 10.946 10.645 13.593 27,7
ACL
Autoprodutor 208 212 225 6,1
Comercializador 2.038 2.256 3.422 51,7
Consumidor Especial 4.284 4.446 8.348 87,8
Consumidor Livre 2.247 2.276 2.758 21,2
Gerador 86 77 137 77,9
Produtor Independente 715 764 1.016 33,0
Subtotal 9.578 10.031 15.906 58,6
TOTAL 20.524 20.676 29.499 42,7 Fonte: Adaptado de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
7% 7% 7% 6% 6% 6% 6% 4%
17% 19% 19% 19% 21% 24% 28% 21%
3% 2% 2% 2% 2% 2% 2%
1% 4% 3% 3% 2% 2% 2%
2%
1%
66% 67% 67% 69% 68% 66% 61% 72%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
Comercializador Importador/Exportador Produtor Independente Geradores Autoprodutor Distribuidor Total CE e CL
70
Os montantes de contrato de compra de consumidores livres e especiais no centro de
gravidade por duração (em MWmed) estão apresentados na Tabela 14, onde observa-se um
crescimento percentual expressivo dos contratos com duração entre 1 mês e 5 meses, embora
a participação maior seja de contratos com duração de tempo maior.
Tabela 14 - Montante de contrato de compra de consumidores livres e especiais no centro de gravidade por
duração (em MWmed).
Duração dos Contratos Dez./14 Dez./15 Set./16 Var. (%)
Set./16/Dez./15
1 mês 47 157 374 138,2
2 a 5 meses 58 177 320 80,8
6 meses a 1 ano 884 1.652 1.841 11,4
Acima de 1 ano até 2 anos 1.371 769 1.162 51,1
Acima de 2 anos até 4 anos 2.442 2.038 2.770 35,9
Acima de 4 anos 6.322 6.387 7.060 10,5
Total 11.125 11.180 13.533 21,0 Fonte: Adaptado de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
A Figura 19 apresenta a representatividade dos montantes contratados por duração dos
contratados, mostrando que entre dezembro de 2014, 2015 e setembro de 2016, mais de 70%
do montante contratado está concentrado em contratos com duração superior a dois e quatro
anos.
Figura 19 - Duração dos contratos de compra dos consumidores livres e especiais
Fonte: Elaboração própria a partir de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
1 mês 2 a 5 meses 6 meses a 1 ano Acima de 1 ano
até 2 anos
Acima de 2 anos
até 4 anos
Acima de 4 anos
dez-14
dez-15
set-16
71
3.3 - Consumidores livres por ramo de atividade.
Em geral, os consumidores classificados como livres são as grandes indústrias,
enquanto que os consumidores especiais são classificados como as médias indústrias e o
comércio. Como exemplo de consumidores especiais destacam-se os shoppings, bancos,
supermercados, hotéis, entre outros. A Tabela 15 apresenta o consumo (MWmed) dos agentes
livres e especiais, no centro de gravidade, por ramo de atividade em dezembro de cada
período.
Com base nesses dados, é possível destacar o crescimento percentual do consumo de
energia elétrica dos setores madeira, borracha e plástico, serviços, bebidas e alimentos,
minerais metálicos e não metálicos, enquanto a metalurgia e produtos de metal obtiveram uma
redução de consumo de energia elétrica cerca de 12% no período.
Tabela 15 - Consumo de agentes livres e especiais, no centro de gravidade, por ramo de atividade (em MWmed).
Consumo Médio Mensal - Em
MW Médio 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
Var. (%)
2016/2010
Metalurgia e Produtos de Metal 3.725 3.414 3.331 3.257 2.977 2.857 3.294 -11,6
Químicos 1.460 1.544 1.625 1.677 1.606 1.603 1.705 16,8
Minerais Metálicos e Não Metálicos 983 1.362 1.397 1.524 1.630 1.649 1.653 68,2
Veículos e Transporte 701 762 770 826 797 702 726 3,6
Celulose 645 692 696 724 878 810 927 43,7
Bebidas e Alimentos 579 671 802 951 975 961 1.105 90,8
Madeira, Borracha e Plástico 429 490 619 708 956 934 1.024 138,7
Têxteis 376 368 404 455 427 398 434 15,4
Serviços 237 268 345 398 551 543 564 138,0
Outros 509 630 819 1.030 470 461 565 11,0
Total Geral 9.645 10.200 10.806 11.548 11.267 10.917 11.996 24,4 Fonte: Adaptado de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE)
Base - dezembro de cada período
* até setembro
Desde 2010 até setembro de 2016, o ramo de metalurgia e produtos de metal são os
setores com maior representatividade no consumo de energia elétrica, seguidos pelos setores
químico e o de minerais metálicos e não metálicos, nos quais representaram em média mais
de 50 % de todo o consumo dos agentes livres e especiais.
72
Figura 20 - Participação (%) do consumo de consumidores livres e especiais por ramo de atividade.
Base - dezembro de cada período
* até setembro
Fonte: Elaboração própria a partir de Boletim Informativo e Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
3.4 – Tarifas de energia elétrica: uma breve apresentação dos dados atuais
Conforme informações contidas no Anuário Estatístico de Energia Elétrica, ano base
2015, divulgado pela Empresa de pesquisa Energética (EPE), entre 2010 e 2014 o preço
médio do MWh para as classes de consumo industrial e comercial foram de R$ 241,4 e R$
290,1. Em 2015, a tarifa industrial e comercial praticada no ACR aumentou, respectivamente,
cerca de 35% e 38%, em relação a 2014. Os valores praticados em cada uma das classes de
consumo, entre 2010 e 2015, e as variações nos preços da energia, entre 2015 e 2014, estão
apresentadas na Tabela 16.
Tabela 16 - Tarifas médias por classe de consumo (R$/MWh)
Classe de Consumo
no ACR 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Var. (%)
2015/2014
Residencial 300,56 315,6 333,4 285,2 305,4 419,3 37,3
Industrial 231,89 245,5 257,3 223,2 249,0 335,3 34,7
Comercial 284,82 295,2 307,5 269,9 293,1 403,8 37,8
Rural * 172,30 198,7 204,6 181,0 202,6 293,0 44,6
Poder Público 300,56 315,9 329,7 286,1 306,0 384,7 25,7
Iluminação Pública 166,39 174,6 182,5 161,3 178,9 239,7 34,0
Serviço Público ** 220,74 211,0 221,0 193,9 219,9 327,7 49,0
Consumo Próprio 284,42 309,7 322,5 282,8 308,2 372,5 20,9 Nota: Valores sem Impostos.
* Rural (rural; agricultor; irrigante).
** Serviço Público (tração elétrica, água, esgoto e saneamento).
Fonte: EPE (2016); ANEEL (2016).
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
Metalurgia
e Produtosde Metal
Quimicos Minerais
Metálicos eNão
Metálicos
Veiculos e
Transporte
Celulose Bebidas e
Alimentos
Madeira,
Borracha ePlástico
Têxteis Serviços Outros
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
73
Em relação aos preços por nível de tensão (Tabela 17), percebe-se que entre 2010 e
2014 o preço médio do MWh praticado no ACR para o grupo A3 (nível de tensão > 69Kv) e
A4 (entre 2,3 e 25 kV) foram de R$ 197,3 e R$ 246,8. Em 2015, a tarifa de energia elétrica
dos dois grupos citados aumentou, respectivamente, 37% e 48%, em relação a 2014, chegando
a apresentar cerca de 88% de aumento para o grupo A1 (nível de tensão > 230kv).
Tabela 17 - Tarifas médias por tensão de fornecimento (R$/MWh).
Níveis de Tensão 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Var. (%)
2015/2014
A1 (230 kV ou mais) 155,22 160,79 162,97 143,57 167,10 313,68 87,7
A2 (88 a 138 kV) 198,90 208,41 215,96 166,71 189,37 305,71 61,4
A3 (69 kV) 200,11 217,35 225,05 164,53 179,52 246,30 37,2
A3a (30 kV a 44 kV) 198,89 215,47 224,55 203,17 229,47 355,44 54,9
A4 (2,3 a 25 kV) 236,86 250,91 261,27 230,19 254,67 377,27 48,1
AS (Subterrâneo) 271,42 271,99 287,12 266,29 294,32 438,38 48,9
BT (BAIXA TENSÃO) 288,15 300,92 316,09 272,67 292,30 408,80 39,9 Fonte: Anuário Estatístico de Energia Elétrica – EPE (2016); ANEEL.
Conforme ABRACEEL (2016), considerando um cenário de bandeira tarifária verde26
,
a tarifa média das 27 maiores distribuidoras do Brasil é de R$ 243,84/MWh, enquanto que o
preço médio de longo prazo para o ACL é 35% inferior (R$ 158,22/MWh).
Na edição de 17 de novembro de 2016, o Boletim Semanal da Curva Forward27
com
divulgação semanal pela DCIDE28
, apurou índices trimestrais, nos quais agregam os produtos
entre dezembro de 2016 a fevereiro de 2017, de R$ 157,11/MWh para a fonte de energia
convencional e de R$ 185,92/MWh para a incentivada. Num cenário de longo prazo -
próximos quatro anos (2018 a 20121) - o preço de referência para energia convencional foi
estimado em R$ 153,95/MWh, enquanto que o índice de energia incentivada foi de R$
187,57/MWh. A Figura 21 apresenta os índices trimestrais e de longo prazo para energia
26
O sistema de Bandeiras tarifárias está vigente no Brasil desde 2015 e possui três bandeiras: verde, amarela e
vermelha, as quais indicam se a energia custará mais ou menos, em função das condições de geração de
eletricidade. A Bandeira verde representa condições favoráveis de geração de energia elétrica e sem nenhum
acréscimo na tarifa. Já as Bandeira amarela e vermelha representam condições menos favoráveis, sendo que na
amarela a tarifa tem acréscimo de R$ 0,015 para cada quilowatt-hora (KWh) consumidos e na vermelha
acréscimo de R$ 0,030 se for patamar 1 e R$ 0,045 se for patamar 2. O sistema de bandeiras é aplicado por todas
as concessionárias conectadas ao Sistema Interligado Nacional - SIN, e desde 1º de julho de 2015, o sistema de
bandeiras passou a ser aplicado também pelas permissionárias de distribuição de energia, exceto Roraima por
não ser conectada ao Sistema Interligado Nacional – SIN (ANEEL, 2016). 27
Os índices apresentados no boletim são calculados com base nas métricas do Pool de preços apuradas
semanalmente pela Dcide utilizando as referências da curva Forward de energia elétrica dos agentes mais
comercialmente ativos. (DCIDE,2014). 28
Empresa que captura e processa informações de preços de energia elétrica a futuro, que servem como
referência para a comercialização de eletricidade no país.
74
convencional e incentivada, bem como o índice PLD da semana e as respectivas variações
mensal e anual.
Figura 21 - Índices trimestrais e de longo prazo para energia convencional e incentivada
Nota: 1. Reflete o preço de referência da energia, na respectiva fonte, de novembro/2016 a janeiro/2017
(trimestre móvel).
2. Reflete o preço médio de referência de energia, na respectiva fonte, de 2018 a 2021 (longo prazo).
Fonte: Dcide (2016).
Ao comparar os custos de energia do mercado cativo com os custos de energia
adquirida no mercado livre, constata-se que desde 2003 o mercado livre de energia
proporcionou uma redução média de 21% ou R$42 bilhões em termos de redução de custos
para a indústria brasileira que adquire eletricidade no ACL. (ABRACEEL, 2016).
Figura 22 - Beneficio acumulado no mercado livre (em R$).
Fonte: Thymos/Abraceel (2016).
Nesse contexto, enfatiza-se a tendência de alta nos preços de energia elétrica
praticados no ACR, no qual os consumidores de todas as classes de consumo e níveis de
75
tensão estão inseridos, enquanto que os agentes classificados como potencialmente livres, ou
seja, aqueles não atendidos pelo mercado regulado, vê no ACL a possibilidade de reduzir os
custos com energia elétrica, podendo, assim, migrarem do mercado cativo para o livre se as
condições de preço e fornecimento de energia forem relativamente adequadas e melhores do
que os praticados no ACR.
3.5 – Fonte de energia elétrica contratada no ACL.
Parte dos contratos realizados no ACL provém de fontes renováveis, a chamada
energia limpa e classificada como energia incentivada, gerada por usinas eólicas, biomassa,
solar, PCHs e Centrais de Geração Hidrelétrica (CGHs). A Tabela 18 apresenta a geração e a
capacidade das usinas distribuídas entre o ACR, ACL e o Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA)29
.
Tabela 18 - Distribuição da Geração (em MWmed) e Capacidade (MW) das usinas de geração de eletricidade
por tipo de fonte renovável
Eólica Biomassa PCHs e CGHs
Dez/14 Dez/15 Set/16 Dez/14 Dez/15 Set/16 Dez/14 Dez/15 Set/16
Geração
(MWmed) 1.877 2.783 4.808 2.020 1.892 4.047 2.676 2.891 1.852
ACR 1.138 1.699 3.286 413 499 1.325 194 181 126
ACL 336 713 1.091 1.527 1.302 2.510 1.808 2.074 1.370
PROINFA 404 372 431 80 91 213 674 678 392
Capacidade
instalada (MW) 5.439 8.277 9.714 10.350 10.999 11.625 4.947 5.114 5.316
ACR 3.124 4.852 6.327 3.272 3.028 3.154 343 399 433
ACL 1.350 2.461 2.422 6.518 7.412 7.912 3.478 3.589 3.728
PROINFA 965 965 965 559 559 559 1.125 1.125 1.155 Fonte: Adaptado de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Conforme dados apresentados na Figura 23, as PCHs e CGHs destinam cerca de 70%
de sua geração de eletricidade para o ACL, seguida pelas usinas movidas a biomassa, com
69% da sua geração concentrada no ACL. Na sequência estão as usinas eólicas, que
diferentemente das PCHs/CGHs e biomassa, concentram 63% da geração para o ACR,
destinando para o ACL 22% da geração.
29
Criado pela Lei nº 10.438/2002, o PROINFA apresenta como objetivo principal o de aumentar a participação
de fontes renováveis (PCHs, eólica e biomassa) na geração de energia elétrica, contribuindo, assim, para
diversificar a matriz elétrica nacional.
76
Figura 23 - Participação da geração das usinas movidas por fonte renovável no ACL, ACR e PROINFA.
Fonte: Elaboração própria a partir de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
Com relação a participação percentual da capacidade das usinas no ACL, destaca-se as
PCHs e CGHs, nos quais concentram 70% de sua capacidade de geração no ACL e 22% para
o PROINFA. A biomassa destina em média 66% de sua capacidade para o ACL e 29% para o
ACR. Já a fonte eólica, por sua vez, tem uma maior capacidade de geração de eletricidade
concentrada no ACR (em média 60%), enquanto que para o ACL e PROINFA, o percentual
de representatividade da capacidade de geração é de em média 27% e 13%, respectivamente,
conforme mostramos dados da Figura 24.
Figura 24 - Participação (%) da capacidade das usinas movidas por fonte renovável no ACL, ACR e PROINFA.
Fonte: Elaboração própria a partir de Infomercado Mensal (CCEE, 2016).
61% 61% 68%
20% 26% 33%
7% 6% 7%
18% 26%
23%
76% 69% 62%
68% 72% 74%
22% 13% 9% 4% 5% 5%
25% 23% 21%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
dez/14 dez/15 set/16 dez/14 dez/15 set/16 dez/14 dez/15 set/16
Eólica Biomassa PCHs e CGHs
ACR ACL PROINFA
57% 59% 65%
32% 28% 27%
7% 8% 8%
25% 30%
25%
63% 67% 68%
70% 70% 70%
18% 12% 10% 5% 5% 5%
23% 22% 22%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
dez/14 dez/15 set/16 dez/14 dez/15 set/16 dez/14 dez/15 set/16
Eólica Biomassa PCHs e CGHs
ACR ACL PROINFA
77
CONSIDERAÇÕES FINAIS
Este trabalho teve como o objetivo analisar a sistemática de contratação de energia
elétrica no ambiente livre. Fez-se necessário contextualizar os avanços do setor elétrico ao
longo do tempo, e apresentar, por sua vez, uma visão geral das reformas realizadas na década
de 1990, iniciada com o processo de privatizações, sendo estas seguidas pela nova
reestruturação realizada no ano de 2004. Esses dois processos de reorganização do SEB foram
imprescindíveis e determinantes para que o setor pudesse avançar no sentido de tornar as
regras de comercialização de energia mais transparentes além de praticar preços mais
competitivos e, sobretudo, garantir a segurança do suprimento energia elétrica, de modo a não
repetir problemas de abastecimento de eletricidade tal como o que ocorreu em 2001, onde o
país enfrentou a chamada “Crise do Apagão”.
Nesse contexto, a comercialização de energia foi instituída no novo modelo
juntamente com outros ambientes de comercialização/contratação de energia elétrica, a saber,
o de curto prazo, o regulado e o livre. O mercado de curto prazo está relacionado com a
dinâmica e a demanda de energia dos outros dois ambientes de contratação, além de
considerar outras variáveis, como as condições hidrológicas do país, no processo de
determinação do preço da energia elétrica no curto prazo. Em 2013, por meio da promulgação
da Lei 12.783, o Governo Federal objetivava reduzir em até 20% os preços da energia elétrica
através de desonerações de alguns encargos setoriais e da antecipação da prorrogação de
concessões. Apesar de toda a discussão acerca dessa lei, algumas inclusive apresentando
opiniões divergentes, as medidas sobre concessões de geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica foram implantadas, porém os resultados alcançados não foram condizentes
com o estipulado, a priori, pela referida lei, sobretudo em função do cenário hidrológico
desfavorável em 2014. Nesse contexto de mudanças regulatórias, os agentes integrantes do
ACL se viram prejudicados com a nova medida e a discussão central oriunda desses
acontecimentos esteve relacionada com a destinação de todo o volume de “'energia velha”,
transformado em cotas, para o mercado regulado.
No entanto, devido aos preços de energia elétrica, praticados no ambiente regulado,
permanecer elevado entre 2014 e 2015, logo com pouca perspectiva de redução, as projeções
de expansão para o ACL, anuladas em 2013, foram recuperadas, principalmente a partir do
final de 2015. Isso motivado em parte pela sobra de energia elétrica no mercado regulado,
decorrente tanto da recessão econômica como das tarifas de energia elétrica praticadas no
ambiente regulado, de modo que poderia ser direcionado para as classes comercial e industrial
78
a preços mais elevados que os praticados no ACL, cuja energia contratada é de longo prazo,
tendo os contratos duração superior a 4 anos.
Historicamente, o preço da energia elétrica determinado no ACL é 20% inferior ao
praticada no ACR, no entanto, a depender do período que se faça a comparação e a
contratação, a redução de preço pode ser ainda mais significativa, desde que comporte um
número maior de agentes e de consumo de eletricidade em MW médios.
O resultado desses elementos nos leva a entender que o mercado livre oferece um
ambiente propício para a expansão da contratação e comercialização da energia elétrica, com
uma potencialidade maior de consumidores aptos a migrarem para o ACL. Logo, a partir da
análise de dados e informações disponibilizadas pela CCEE, foi possível constatar esse
crescimento não somente na quantidade dos agentes, mas também na energia consumida e
contratada, destacando-se a representatividade principalmente dos consumidores especiais.
De forma geral, os consumidores especiais são empresas comerciais como
supermercados, faculdades e shoppings, nos quais possuem média de contratos de energia
elétrica com valores mensais entre R$ 60 e R$ 300 mil. Em contrapartida, os consumidores
livres são caracterizados pelas grandes indústrias, com contratos mensais que podem variar
entre R$ 300 e R$ 500 mil. O ramo de atividade com maior representatividade no consumo
dos clientes livres e especiais é a metalurgia e produtos de metal, seguido pelo químico e
mineral não metálico.
As negociações, realizadas bilateralmente entre consumidor e gerador ou por
intermédio de comercializador, são registrados em contratos predominantemente de longo
prazo (acima de 4 nos), porém se somados os montantes contratado, com duração entre 2 e 4
anos, a representatividade em relação ao todo é superior a 70 %.
Com relação às fontes de energia elétrica que atendem o ACL, destacam-se as PCHs e
CGHs, nos quais destinam cerca de 70% de sua geração de eletricidade para esse mercado,
sendo seguida pelas usinas movidas a biomassa, onde 69% da sua geração está concentrada no
ACL, e as eólicas, que, diferentemente das PCHs/CGHs e biomassa, concentram 63% da
geração para o ACR, destinando para o ACL apenas 22% de sua produção.
Sendo assim, e diante do cenário exposto, constata-se a relevância do ACL não apenas
para o SEB, mas, sobretudo, para a economia e desenvolvimento empresarial, principalmente
para a indústria e o comércio, sendo toda a sistemática de contratação de energia elétrica no
ACL de fundamental importância para a expansão do próprio mercado livre, bem como
determinante no processo de competitividade e amadurecimento do próprio setor elétrico
como um todo.
79
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