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Maio de 2014 – edição 89

NOEL ROSA E A CONTA DO SETOR ELÉTRICO EM 2014 E 2015

OPINIÃO 1

Nesta seção consolidamos a estimativa de custo final para os contribuintes (aportes do Tesouro) e

consumidores (tarifas de 2014 a 2016) resultantes da “tempestade perfeita” de descontratação e preços

elevados em 2013 e 2014, já considerando o resultado do recente leilão A0 e calculamos qual fração

destes custos era evitável, e o que foi azar.

REGULATÓRIO 15

Os temas desta seção são: (i) atrasos, penalidades e execução de garantias: o caso da transmissão; (ii)

atendimento à demanda no leilão A-3 de 2014; e (iii) diretrizes para o leilão de energia de reserva de

2014.

AMBIENTAL 20

Nesta edição fazemos uma análise do documento do ONS “Inventário das restrições operativas

hidráulicas dos aproveitamentos hidrelétricos”, que detalha diversas restrições operativas das usinas

hidrelétricas.

JURÍDICO 25

Nesta seção, a Advocacia Waltenberg analisa a abrangência dos projetos de geração de energia elétrica

no âmbito do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infra-Estrutura (REIDI).

SUPRIMENTO 35

Esta seção apresenta: (i) balanço estrutural de energia; (ii) atrasos na construção de nova oferta para o

horizonte 2014-2018; e (iii) atrasômetro – acompanhamento do histórico de atrasos.

GLOSSÁRIO 49

Referência das siglas utilizadas, representando entidades e conceitos importantes do setor elétrico.

SOBRE O ENERGY REPORT 56

O Energy Report é uma publicação da PSR exclusiva para assinantes. Sugestões e comentários podem

ser enviados para [email protected].

Todos os direitos reservados © PSR 1

OPINIÃO Os inteligentes aprendem com os próprios erros;

os sábios, com os erros dos outros. Otto von Bismarck

A crítica não é agradável, mas é necessária; ela tem a mesma função que a dor em nosso corpo,

que é alertar para uma situação pouco saudável.

Winston Churchill

O genial compositor Noel Rosa é provavelmente o melhor letrista da música brasileira1. Passados

quase oitenta anos (ele morreu em 1937, aos 26 anos), todos conhecemos (e muitos sabemos cantar)

composições como Com que Roupa, Gago Apaixonado, Feitiço da Vila e muitas mais2. Uma das

músicas mais conhecidas de Noel, e possivelmente uma de suas letras mais

perfeitas, é Conversa de Botequim, aquela que começa: “Seu garçom, faça o

favor de me trazer depressa / Uma boa média que não seja requentada...”3. A

letra continua com uma sequência hilariante de pedidos cada vez mais

abusados do freguês: material para escrever, cigarro e isqueiro, guarda-chuva,

revistas, dinheiro emprestado, e termina com o apoteótico “cano” no

botequim: Vá dizer ao seu gerente / Que pendure esta despesa / No cabide ali

em frente. (A estátua ao lado, na entrada de Vila Isabel, onde Noel viveu,

mostra o abnegado garçom servindo Noel Rosa).

Como sabem os leitores habituais do ER, nossas digressões histórico-literárias sempre acabam no setor

elétrico. Neste caso, imaginamos o freguês da música frequentando um “botequim elétrico”. De cara,

haveria com frequência crescente um “apagão de garçom”, e o freguês não seria atendido4. Além disto,

o gerente do botequim estaria em uma “saia justa”, pois não estocou café suficiente, e agora o preço no

varejo, devido a uma seca, está nas alturas. Para poupar o freguês de pagar uma conta maior, o gerente

tenta, inicialmente, rachar os custos do cafezinho com o cozinheiro e o garçom. Porém, isto não é

suficiente, e o gerente é obrigado a pedir um empréstimo à mãe do freguês (que é viúva). Só que a

1 O único compositor/letrista que chega perto de Noel é Chico Buarque, não por acaso um grande admirador dele. O editor do ER, movido pela inveja que todos os homens têm de Chico, ressalva – mesquinhamente – que Mr. Buarque é responsável pela segunda pior rima da história da MPB, na música Folhetim: “Mas na manhã seguinte, não conte até vinte”. Por uma questão de honestidade, o editor também reconhece que a continuação perfeita da letra (quase) o redime: “pois já não vales nada / és página virada / descartada / do meu folhetim”. Para quem está curioso, a pior rima da história é de Vinicius de Moraes, outro letrista em geral fantástico. Na música Chega de Saudade, ele rima “peixinhos” com “beijinhos”, esta não tem atenuante... 2 A capacidade de produção de Noel é difícil de acreditar: dos 19 aos 26 anos ele compôs 259 músicas, a imensa maioria excelente. 3 A letra completa é: Seu garçom, faça o favor de me trazer depressa / Uma boa média que não seja requentada / Um pão bem quente com manteiga à beça / Um guardanapo e um copo d'água bem gelada / Feche a porta da direita com muito cuidado / Que não estou disposto a ficar exposto ao sol / Vá perguntar ao seu freguês do lado / Qual foi o resultado do futebol / Se você ficar limpando a mesa / Não me levanto nem pago a despesa / Vá pedir ao seu patrão / Uma caneta, um tinteiro / Um envelope e um cartão / Não se esqueça de me dar palitos / E um cigarro pra espantar mosquitos / Vá dizer ao charuteiro / Que me empreste umas revistas / Um isqueiro e um cinzeiro/ (repete Seu garçom..) / Telefone ao menos uma vez / Para três quatro, quatro, três, três, três / E ordene ao seu Osório / Que me mande um guarda-chuva / Aqui pro nosso escritório / Seu garçom me empresta algum dinheiro / Que eu deixei o meu com o bicheiro / Vá dizer ao seu gerente / Que pendure esta despesa / No cabide ali em frente. Gravação original de Noel: http://youtu.be/in9W6vHyI5k. Versão de Chico Buarque, em http://youtu.be/uM4WP5eGPBw. 4 Apesar de todas as evidências que a frequência e a duração das falhas do garçom têm aumentado, o gerente insistirá de que o sistema de atendimento do botequim é dos melhores do mundo.


situação volta a piorar, e como a viúva já não tem dinheiro, o gerente pede que a moça do caixa tome

um empréstimo no banco, com a garantia que, ano que vem, aumentaria o preço do cafezinho.

A estória surrealista – porém verdadeira – do botequim elétrico dá uma ideia do que foi a “tempestade

perfeita” de 2013 e 2014 para o setor elétrico. Embora a PSR procure colocar algum senso de humor

na análise destes temas, acreditamos que é muito importante entender o que ocorreu, com serenidade

e transparência.

Os temas desta edição do ER são: (i) consolidar as nossas estimativas do custo final para contribuintes

(aportes do Tesouro) e consumidores em 2013 e 2014 considerando os mais recentes desdobramentos

do setor, tais como o resultado do leilão A0 - já adiantando, nossa projeção para este total é cerca de 56

bilhões de reais; (ii) estimar qual fração destes custos era evitável, e o que foi azar.

Observação: dado que estamos consolidando análises e resultados discutidos em várias edições

anteriores do ER, decidimos mostrar alguns gráficos já apresentados anteriormente. Pedimos

desculpas aos leitores por esta repetição, e asseguramos que não é “encheção de linguiça”, e sim uma

maneira de os leitores entenderem melhor o “conjunto da obra” destes últimos anos.

Estimativa do custo total para consumidores e contribuintes

As análises a seguir se referem à chamada tarifa de fornecimento, que é basicamente o que vem na conta

de luz, porém sem os impostos (a razão é que não queremos misturar custo da energia com carga

tributária). Esta tarifa pode ser dividida em três grandes parcelas de custos: (1) estrutural; (2)

conjuntural; e (3) subsídios.

1. Estrutural - abrange os custos conhecidos com antecedência em cada ano. Os mais relevantes5 são:

(a) remuneração dos investimentos em transmissão e distribuição; e (b) custo da parcela fixa dos

contratos de suprimento de energia6.

2. Conjuntural - como indica o nome, esta parcela da tarifa cobre os custos que não são conhecidos

com antecedência, pois dependem da evolução, ao longo do ano, do preço da energia no mercado

de curto prazo e do acionamento das usinas termelétricas pelo Operador Nacional do Sistema

(ONS). (Será visto adiante que a ANEEL, nestes casos, usa uma previsão dos custos, o que está no

epicentro do imbróglio das distribuidoras.) Por exemplo, os itens que dependem do preço de

curto prazo incluem: (a) custo de compra da diferença entre montante contratado e o consumo de

energia em cada mês; e (b) receita pela venda da energia produzida pelos geradores contratados

nos leilões de reserva. Já os itens que dependem do acionamento das termelétricas são, por

exemplo: (c) ressarcimento do custo operativo das térmicas acionadas que foram contratadas “por

5 No estrutural entram também alguns encargos setoriais conhecidos a priori, tais como a Taxa ANEEL e o P&D. 6 Inclui a parte fixa dos encargos do Proinfa e de energia de reserva que, apesar do nome, são no fundo contratos.

No final da estória, o freguês sairá do botequim elétrico sem saber que, ao invés de “pendurar” a

conta, ele foi “espetado” com uma dívida bilionária, que terá que pagar a partir de 2015.


disponibilidade” 7; e (d) renda resultante da venda, no mercado de curto prazo, da diferença entre

a produção de energia da térmica e o montante contratado.8

3. Subsídios – basicamente, cobre os subsídios da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), tais

como: (a) Luz para Todos; (b) CCC (compensação dos custos mais elevados de regiões isoladas9,

que são atendidas por geração termelétrica local); (c) tarifa especial para consumidores de baixa

renda; (d) descontos na tarifa de distribuição para consumidores que se contratam com fontes

renováveis (contratação incentivada); e outros.

A cada ano, na época do reajuste ou revisão tarifária da distribuidora, a ANEEL incorpora à nova tarifa

os custos estruturais para o próximo ano (como visto, estes custos são conhecidos com antecedência).

No caso dos custos conjunturais, a ANEEL adiciona dois termos: (i) uma previsão dos mesmos, mais

(ii) o ajuste entre o custo previsto no ano anterior e o que efetivamente ocorreu ao longo do ano. Em

outras palavras, a distribuidora adianta do próprio bolso a diferença10 entre custo real e previsto, para

ressarcimento no ano seguinte.

Assim como no caso da parcela conjuntural, a ANEEL faz uma previsão dos gastos com subsídios e os

incorpora à nova tarifa. A distribuidora, por sua vez, transfere o valor incorporado para a CDE, que é

gerenciada pela Eletrobrás. Diferentemente do visto acima para os custos conjunturais, as

distribuidoras não cobrem automaticamente as diferenças entre os gastos reais da CDE e recursos

disponíveis naquela conta, para compensação posterior na tarifa; esta ação requer uma diretriz da

ANEEL (é por esta razão que, como veremos mais adiante, a conta da CDE ficou seriamente

desequilibrada nos últimos meses).

Ações de redução tarifária em 2012

Para entender o que aconteceu em 2013 e 2014, temos que começar em setembro de 2012, quando o

governo anunciou, através da MP 579, ações para reduzir em 20% as tarifas. Como mostra a tabela a

seguir, esta redução seria alcançada através da combinação das seguintes medidas: (i) redução do custo

dos contratos de usinas hidrelétricas a partir de 2013, em troca da renovação das concessões que

expirariam a partir de 2015; (ii) idem para sistemas de transmissão com concessões a expirar; e (iii)

eliminação de alguns encargos, como a RGR, e redução dos custos dos demais (em particular a Conta

de Consumo de Combustíveis – CCC) através de melhorias na gestão.

7 Neste tipo de contrato, que é semelhante a um aluguel, o consumidor paga um montante fixo mensal, incluído na parcela estrutural da tarifa, e cobre os custos operativos. 8 Além dos exemplos mencionados, seriam conjunturais (i) a interação entre cotas e mercado de curto prazo; (ii) a interação entre Itaipu e mercado de curto prazo; (iii) ESS para segurança energética; e (iv) custo variavel das cotas de concessão prorrogadas. 9 Há alguns anos o Congresso aprovou uma legislação obrigando que o subsídio da CCC seja mantido para os sistemas que deixaram de ser isolados, de maneira a garantir que as tarifas dos mesmos sejam iguais à média da tarifa do Sistema Interligado Nacional (SIN) com a configuração que ele tinha na época em que ela foi promulgada. Além disso, ele é mantido depois da interligação para o combustível correspondente aos contratos firmados enquanto os sistemas eram isolados. 10 Se a diferença for negativa (previsto maior que realizado) o termo de ajuste também o será. No entanto, na maior parte dos casos as diferenças têm sido positivas. Dado que previsão que se preza erra igualmente para cima e para baixo, isto sugere que há um viés otimista no processo atual de previsão.


Redução de despesasPremissa

RS bilhão R$/MWh

Geração 8,1 2513,1 GW médiosCusto reduzido de 95 para 25 R$/MWh

Transmissão 6,0 13

Redução da RAP de 9,2 para 2,7 bilhões de R$Apropriação de 6 bilhões parao consumo

Encargos 7,6 18

Fim do encargo RGR (1,6 bi)Fim do encargo CCC (3,2 bi)Redução de 75% do encargo CDE (2,8 bi)

Redução total

21,7 57

Tarifa média de fornecimento................... 280

Redução.......................... 20%

Nos estudos preparatórios para o anúncio, o governo projetou uma economia de 57 R$/MWh nas

tarifas de fornecimento dos consumidores regulados (ACR), que correspondem a 75% do consumo de

energia do país. Como mostra a tabela, esta economia corresponde a 20% da tarifa de fornecimento na

ocasião, 280 R$/MWh (média de todas as distribuidoras).

Dado que a redução almejada do encargo CDE não poderia ser alcançada imediatamente, pois

dependia de ações de melhoria de gestão, o governo decidiu aportar um subsídio de 3,3 bilhões de

reais àquela conta nos anos 2013 e 2014. A tabela a seguir mostra o balanço estimado da CDE, feito em

setembro de 2012, incluindo este subsídio.

Bilhões de ReaisAnúncio

11‐Set‐2012Receita CDE R$ 7,7 (+) Multas aplicadas pela ANEEL R$ 0,2 (+) UBP de concessões hidrelétricas R$ 0,7 (+) Aportes do Tesouro Nacional R$ 3,3 (+) Saldos em caixa dos fundos CCC e CDE R$ 3,6

Despesas CDE R$ 8,7 (‐) Subsídio ao baixa renda R$ 2,2 (‐) Subsídio ao carvão R$ 0,8 (‐) Programa de universalização R$ 1,7 (‐) Custos da CCC R$ 4,0 (‐) Subsídios tarifários R$ ‐

Cota CDE R$ 1,0

Após o anúncio da medida, o governo teve que revisar para baixo suas estimativas de redução tarifária.

A razão é que, à exceção do grupo Eletrobrás, as empresas geradoras preferiram não renovar as

concessões e continuar com os contratos atuais11 (em contraste, todas as empresas transmissoras

aderiram à renovação). Como mostra a tabela a seguir, a economia prevista passou de 57 para 42

R$/MWh, o que permitiria uma redução de apenas 15%.

11 As concessões não renovadas serão leiloadas a partir de julho de 2015. As atuais concessionárias podem participar deste leilão.


Redução de despesasPremissa Realidade

RS bilhão R$/MWh

Geração 4,2 1313,1 GW médiosCusto reduzido de 95 para 25 R$/MWh

7,8 GW médios (não‐adesão)Custo reduzido de 95 para 33R$/MWh

Transmissão 5,0 11



Encargos 7,6 18



Redução total

16,8 42

Tarifa média de fornecimento................... 280Redução.......................... 15%

O governo decidiu, então, manter a redução de 20% prometida através de um aumento do subsídio do

Tesouro à CDE em 2013, que passou de 3,3 para 8,5 bilhões de reais (para 2014, o valor também foi

aumentado de 3,3 para 9,9 bilhões de reais). No entanto,

Descontratação das distribuidoras

Em dezembro de 2012 venceram cerca de 8.600 MW médios em contratos de suprimento de energia

das distribuidoras. Estes contratos haviam sido firmados no primeiro leilão de energia existente,

realizado em 2005. Como as distribuidoras têm obrigação regulatória de estar 100% contratadas, era

vital (e está na lei) que fosse realizado até o fim de 2012 um leilão de recontratação.

No entanto, as distribuidoras não têm autoridade para convocar, por si mesmas, um leilão de

contratação; esta convocação só pode ser feita pelo governo. Por razões que serão discutidas

posteriormente, o governo não determinou a realização do leilão. Como consequência, as

distribuidoras ficaram descontratadas em 2.000 MW médios em 2013; e em 2.500 MW médios em

201412.

Custos adicionais em 2013

A única opção para as distribuidoras, em uma situação de descontratação, é comprar a diferença entre

o consumo de energia e o montante contratado no mercado de curto prazo. Como visto acima, as

distribuidoras devem arcar com as despesas de compra até a época da revisão/reajuste tarifário,

12 A razão de as distribuidoras não ficarem descontratadas em 8.600 MW médios, que foi o montante de contratos que expirou, é que 5.100 MW médios destes contratos foram compensados por contratos a preços mais reduzidos das geradoras do grupo Eletrobrás (que, como visto, aderiu à renovação das concessões); e 1.500 MW médios adicionais eram contratos suplementares ao consumo previsto (este suplemento é permitido pela regulamentação, pois permite que o consumo fique 100% coberto por contratos mesmo com aumentos inesperados do mesmo). Portanto, o montante descontratado é igual à 8.600 – 5.100 – 1.500 = 2.000 MW médios.

Os custos do setor elétrico em 2013 e 2014 foram muito maiores do que os previstos pelo governo.

Isto se deveu à combinação de dois fatores: (i) o consumo das distribuidoras não estava 100%

coberto por contratos, ao contrário do que determina a regulamentação setorial; e (ii) os custos de

compra da diferença entre consumo e contrato no mercado de curto prazo foram extremamente

elevados.


quando as mesmas serão ressarcidas através de um aumento de tarifas. No entanto, como os preços de

curto prazo estavam extremamente elevados, estas despesas de compra foram bilionárias. Como

consequência, a capacidade financeira das distribuidoras se exauriu rapidamente e, já em março de

2013, elas corriam um sério risco de “quebrar”. Diante desta situação emergencial, o governo

procurou reequilibrar economicamente as distribuidoras através de um empréstimo (sem juros) de 10

bilhões de reais, que seria pago em cinco anos, a partir de 2014, através de um aumento nas tarifas

(posteriormente, este primeiro pagamento foi adiado para 2015) 13. Isto nos permite concluir que:

O custo adicional para setor elétrico em 2013 devido à descontratação e subsídios foi 18,5 bilhões

de reais, dos quais 10 bilhões serão pagos pelos consumidores, a partir de 2015; os 8,5 bilhões

restantes foram pagos pelos contribuintes naquele ano (subsídio para garantir a redução nas

tarifas almejada pelo governo, visto acima) 14.

Custos adicionais em 2014

Apesar de todas as usinas termelétricas terem sido acionadas de forma quase ininterrupta ao longo de

201315, e de a hidrologia naquele ano ter sido bastante favorável, os reservatórios das usinas

hidrelétricas continuaram a esvaziar (a razão para este comportamento anômalo das hidrelétricas será

discutida posteriormente). Como consequência, os preços no mercado de curto prazo de 2014 foram

ainda mais elevados do que os de 2013. Dado que as distribuidoras continuavam a ter que comprar

energia no mercado de curto prazo (agora para compensar uma exposição de 2.500 MW médios16), o

desequilíbrio financeiro voltou a ocorrer, e ainda mais severo do que em 2013.

A PSR estimou os custos de 2014 fazendo balanços detalhados, para cada distribuidora, das diferenças

entre as despesas conjunturais (incluindo compra de energia no mercado de curto prazo, pagamento

do custo de combustível das térmicas contratadas por disponibilidade, e outros) e o montante previsto

pela ANEEL para a parcela conjuntural das tarifas17. Em outras palavras, está se calculando os custos

adicionais aos que os consumidores pagariam em uma situação normal, em que as distribuidoras não

estivessem descontratadas. Observa-se, adicionalmente, que os balanços levaram em conta os

resultados do leilão de contratação de energia existente realizado em maio de 2014, o qual reduziu a

exposição das distribuidoras de 2.500 para cerca de 500 MW médios. O resultado destes balanços

indica que:

13 Formalmente não houve um empréstimo, e sim, um repasse da CDE às distribuidoras, a ser devolvido em cinco anos a partir de 2014. 14 A rigor, também deveria ser contabilizado como custo para o contribuinte o fato de o empréstimo de 10 bilhões de reais do Tesouro ter juro zero De maneira muito simplificada, supondo que a taxa de captação do governo é cerca de 7%, o subsídio financeiro seria dado pelo produto 14,5 0,07 1 bilhão de reais por ano. A conta real é mais complexa, porque é necessário descontar o valor amortizado de cada ano. 15 Mais precisamente, o acionamento maciço das usinas termelétricas começou em outubro de 2012 e deve continuar até o final de 2014. 16 Uma das razões principais para a exposição ter aumentado de 2013 para 2014 é que, ao final de 2013, expiraram outros contratos de suprimento que haviam sido firmados no leilão de 2005 mencionado anteriormente. 17 De janeiro até abril foram usadas as informações registradas pela ANEEL e pelo mercado de curto prazo; a partir de maio, estes custos vieram de simulações probabilísticas da operação do sistema.

O custo adicional estimado para as distribuidoras em 2014 será 25,3 bilhões de reais.


A tabela a seguir mostra como este custo será pago pelos consumidores.

Montante (bilhões R$)

Como será pago pelo consumidor

3,1 A ser repassado nas tarifas de 2015 (distribuidoras que já tiveram reajuste tarifário até abril de 2014)

7,8 A ser repassado nas tarifas de 2014 (reajustes) 1,2 Empréstimo do Tesouro (a ser pago em cinco prestações a partir de 2015) 11,2 Empréstimo bancário (a ser pago em dois anos a partir de 2015) 1,9 Saldo (possivelmente será pago com novo empréstimo bancário) 25,3 Total

Por sua vez, os contribuintes deverão pagar, em 2014, 12,7 bilhões de reais (soma de 9,9 bilhões de

reais previstos no Orçamento da União, e já mencionados, com 2,8 bilhões de adicionais prometidos

pelo governo para serem injetados esse ano18). Em resumo:

O custo adicional para setor elétrico em 2014 deverá ser 38 bilhões de reais, dos quais 25,3 bilhões

serão pagos pelos consumidores (uma parte menor em 2014, o restante a partir de 2015); os 12,7

bilhões restantes serão pagos pelos contribuintes. Somando os valores de 2014 aos 18,5 bilhões de

reais de 2013, calculados anteriormente, chega-se a um total de 56,5 bilhões de reais para o biênio.

Se permanecerem as regra atuais, os consumidores arcarão com 25,3 + 10 = 35,3 bilhões, e os

contribuintes, com 12,7 + 8,5 = 21,2 bilhões.

Tarifas de 2014 e 2015

As tarifas de fornecimento para 2014 e 2015 foram estimadas calculando, para cada distribuidora, os

custos estruturais, conjunturais e encargos e o processo de revisão / reajuste tarifário das mesmas. Em

particular, incorporou-se nas tarifas de 2015 o benefício de contratos de geração mais baratos devido

aos leilões das concessões hidrelétricas vincendas que serão realizados a partir de julho daquele ano

(4.6 GW médios).

A figura a seguir mostra as tarifas de fornecimento (média para as 30 maiores distribuidoras) para a

classe de consumo A4-Azul nos seguintes momentos: (i) dezembro de 2012, isto é, imediatamente

antes de entrarem em vigor as medidas de redução tarifária; (ii) média de 2013; (iii) média projetada

para 2014; e (iv) média projetada para 2015. Todos os valores estão ajustados monetariamente para

abril de 2014.

18 O montante de recursos adicionais anunciado pelo governo à época do empréstimo da CCEE foi de 4 bilhões de reais, dos quais 1,2 bilhões foram usados para bancar os custos das distribuidoras no mês de janeiro e, portanto, já foram contabilizados na tabela de custos dos consumidores apresentada acima. Das declarações dos agentes governamentais, a PSR ficou com a impressão que a diferença de 4 – 1,2 = 2,8 bilhões de reais a que nos referimos seria um aporte a fundo perdido (mais precisamente, achado no bolso do contribuinte). No entanto, como nossos leitores já devem ter notado, rien n’ést simple nas contas setoriais.


Observa-se na figura que, de fato, houve uma redução de 20% nas tarifas de 2013 com relação a

dezembro de 2012. (Como visto acima, esta redução foi obtida à custa de um empréstimo de 10

bilhões de reais, a ser pago pelos consumidores a partir de 2015; e de subsídios de 8 bilhões de reais

dos contribuintes.) Para 2014, onde uma parte dos custos adicionais foi repassada às tarifas (o restante

foi transferido para 2015), estima-se um aumento médio de 10% em termos reais (incluindo a

inflação, o aumento é cerca de 16%). Finalmente, observa-se que o aumento estimado das tarifas de

2015 em relação a 2014 é 12% (valores reais). Com este aumento,

E o custo pode ser ainda maior...

No maio de 2014 foi noticiado que despesas referentes à CCC, que são cobertas pela CDE, não

estavam sendo pagas desde setembro de 2013, sendo que o valor correspondente ao período de

setembro a dezembro de 2013 era de 1,9 bilhões de reais19. Pouco depois da notícia, o governo

anunciou que esses valores haviam sido liquidados em sua totalidade20. Estes eventos mostram que há

defasagens nas contas publicadas da CDE, e indicam a possibilidade de que existam outras pendências

que não foram consideradas em nossas estimativas.

E se o PLD cair?

Os valores do PLD na segunda semana de junho estão na faixa de pouco mais de 200 R$/MWh,

contrastando com os quase 600 R$/MWh da primeira semana do mês e os 822 R$/MWh das semanas

anteriores.

19 Vide em http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/Regulacao_e_Politica.asp?id=101288 20 Vide http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/Negocios_e_Empresas.asp?id=101517

As tarifas de 2015 deverão voltar ao nível de dezembro de 2012, em termos reais, o que significa

uma reversão da redução almejada pelo governo na MP 579.


Ainda estamos analisando as causas desta queda vertiginosa do PLD, que não encontra, a nosso ver,

respaldo em alguma melhoria radical da situação de oferta e demanda do sistema. Em particular, as

usinas térmicas aparentemente continuarão despachadas, inclusive usinas com custos variáveis muito

acima do novo PLD.

O efeito desta baixa do PLD, se acompanhada da permanência de (quase) toda a geração térmica, será

o de transferir parte dos custos da atual crise de um grupo de agentes para outro. Com isso, as despesas

alocadas à CDE tenderão a reduzir, porém o ESS tenderá a aumentar, inclusive impondo custos a

outro conjunto de agentes (por exemplo, consumidores livres, mesmo aqueles que tenham se

contratado e se imaginavam 100% protegidos destes custos), além de reavivar a polêmica a respeito da

alocação deste encargo criado pela Resolução CNPE nº 03/2013, que é objeto de contestação judicial.

Além disso, consumidores que, estimulados pelo alto valor do PLD, procuram reduzir o seu consumo,

através de medidas e conservação e também produzindo energia por meios alternativos (ex. usando

geradores diesel que normalmente servem como backup) possivelmente voltarão a consumir energia

da rede, deteriorando as perspectivas da com relação ao suprimento neste e no próximo ano.

Quanto destes custos foi confusão, e quanto foi azar?

A análise acima nos permite concluir que os custos adicionais resultantes da combinação de

descontratação das distribuidoras e preços elevados no mercado de curto prazo por um longo período

tiveram um impacto bastante adverso para a competitividade da indústria, bem como para

consumidores e contribuintes em geral. A magnitude deste impacto negativo torna importante

analisar, em mais detalhe, porque esta combinação adversa ocorreu. O objetivo desta análise,

obviamente, não é fazer “engenharia de obra feita”, e sim identificar se há alguma medida

preventiva/corretiva que deveria ser tomada para evitar que problemas semelhantes voltem a ocorrer

no futuro.

Por que o leilão de contratação em 2012 não foi realizado?

O governo nunca explicou o porquê desta decisão. Na opinião da PSR, a explicação mais plausível é

que o governo esperava que a adesão de todos os geradores à proposta de renovação das concessões da

MP 579 permitisse compensar plenamente os contratos expirados21, o que acabou não ocorrendo. No

entanto, o mais importante em termos de perspectivas futuras é que o governo percebeu o problema e

tentou corrigi-lo em três ocasiões: a primeira foi um leilão extraordinário em abril de 2013, que não

atraiu geradores interessados; um segundo leilão, realizado ao final de 2013, atendeu cerca de 40% do

consumo descontratado. Finalmente, o terceiro leilão (final de abril de 2014) conseguiu reduzir a

maior parte da exposição das distribuidoras ao mercado de curto prazo22.

21 Ver nota de rodapé 4. 22 A PSR considera que o leilão de maio foi fundamental para reduzir a hemorragia de custos de compra de energia no curto prazo. No entanto, como não existe almoço grátis, este custo não desapareceu; ele foi transformado em um pagamento de contratos a 260 R$/MWh (o dobro do preço dos leilões de nova capacidade) ao longo de cinco anos. Em outras palavras, como mostrado em uma edição anterior do ER, o valor presente dos custos dos contratos equivale (depois de ajustes por risco) ao valor esperado da renda dos geradores caso eles continuassem vendendo sua energia no mercado de curto prazo em 2014 (e uma parcela menor em 2015).


A análise acima nos permite concluir que a situação de descontratação das distribuidoras não deve se

repetir no futuro. Isto nos leva à próxima questão: por que os preços no mercado de curto prazo

estiveram tão altos nos últimos 18 meses.

Por que os preços de curto prazo estiveram - e estão - tão elevados?

A resposta do governo a esta questão é que estamos em uma situação de seca extremamente severa. No

entanto, será visto a seguir que a explicação é mais complexa. A primeira observação é que:

2013

20122001

1953

Observa-se adicionalmente que, apesar desta hidrologia favorável e de as usinas termelétricas terem

sido fortemente acionadas durante todo o ano de 2013, os reservatórios das hidrelétricas esvaziaram ao

longo do ano, agravando a situação de 2014.

Embora a hidrologia do início de 2014 tenha sido de fato adversa, a hidrologia em 2013, quando o

problema começou, foi quase igual à média histórica, o que é uma condição bastante favorável.


63%

69%

83%

89% 88%

84%82%

75%

66%

61%58%

59%

75%

80%77%

75%72% 72%

67%

57%

47%

37%

33%31%

38%

46%

55%

62%

61%

63%60%

55%

49%

44%

40%

43% 43%

39%

40%

42%

Jan‐11

Apr‐11

Jul‐11

Oct‐11

Jan‐12

Apr‐12

Jul‐12

Oct‐12

Jan‐13

Apr‐13

Jul‐13

Oct‐13

Jan‐14

Apr‐14

EARM SIN (%max)

O rápido esvaziamento dos reservatórios em 2012 (em questão de meses, o sistema passou do maior

armazenamento para o mês de Janeiro já registrado para um dos piores) também chama a atenção. A

razão é que, à primeira vista, não havia razão para a ocorrência deste esvaziamento abrupto: (i) as

afluências ao longo do ano não foram particularmente secas (87% da média histórica, o que é melhor

do que 25% das séries registradas; lembrem que o sistema é planejado para resistir às piores secas já

ocorridas); e (ii) de acordo com o balanço da EPE no Plano Decenal, a capacidade estrutural de

geração era bem superior à demanda.

Para entender melhor o que estava ocorrendo, reproduziu-se o processo de esvaziamento dos

reservatórios em 2012 através de um “backcasting”, isto é, uma simulação operativa em que, a cada

mês simulado, o modelo computacional que representa em detalhe a operação do sistema23 recebe,

como dados de entrada, exatamente o que ocorreu naquele mês. Mais precisamente, informa-se ao

modelo computacional os seguintes valores: (i) níveis de armazenamento registrados em cada

reservatório no início de janeiro de 2012; (ii) consumo verificado em cada região; (iii) vazões que

chegaram a cada usina hidrelétrica ao longo daquele mês; e (iv) idem para a energia produzida por

cada usina termelétrica (gás, carvão, nuclear, óleo etc.) e pelas usinas eólicas e a biomassa. Com base

nestas informações, o modelo calcula os níveis de armazenamento que os reservatórios teriam ao final

de janeiro24. Este nível calculado é então usado como dado de entrada para a simulação do mês

seguinte, fevereiro, juntamente com os valores de demanda, vazões, geração térmica etc. ocorridos

naquele mês; e assim por diante, até o fim de dezembro de 2012.

23 Este modelo computacional é o mesmo que o Operador Nacional do Sistema (ONS) usa para tomar as decisões operativas reais; e que os órgãos do governo como o MME e a EPE utilizam para fazer as projeções de segurança operativa que vem sendo divulgadas na imprensa. 24 Observa-se que o total de geração hidrelétrica do backcasting, a cada mês, será idêntico ao ocorrido na realidade, pois a geração hidrelétrica é, por construção, dada pela diferença entre consumo e a soma das gerações termelétricas e renovável (eólica e biomassa), cujos valores são informados ao modelo. Em outras palavras, o único “grau de liberdade” do modelo de simulação no backcasting é decidir quais as hidrelétricas que irão produzir o total de geração hidrelétrica pré-determinado para aquele mês.


Dado que: (i) o modelo de simulação deveria representar de maneira bastante fiel à operação real do

sistema (pois, como mencionado, é usado tanto pelo ONS como pela agência de planejamento, EPE);

e (ii) o modelo foi “alimentado”, a cada mês, com os valores que efetivamente ocorreram, era se

esperar que a evolução do nível dos reservatórios resultante deste processo de “backcasting” fosse

bastante próxima à real. No entanto, isto não ocorreu. Como mostra a figura a seguir, o esvaziamento

real dos reservatórios (gráfico de colunas) foi bem mais acentuado do que a simulação oficial (gráfico

de área).

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Energia Arm

azenad

a do SIN ‐% energia arm

azenável m

áxim

a

03/2012 04/2012 05/2012 06/2012 07/2012 08/2012 09/2012 10/2012 11/2012

Simulado 77% 77% 76% 80% 75% 68% 60% 52% 50%

Real 77% 75% 72% 73% 70% 58% 47% 37% 33% Figura 1 – Comparação entre o esvaziamento real e a simulação oficial (backcasting) do sistema em 2012

Um exemplo da discrepância entre a realidade e o que as simulações governamentais indicam é o nível

de armazenamento ao final do ano: a simulação aponta para 50%, um valor bastante razoável para as

condições mencionadas para aquele ano (hidrologia moderada e excesso estrutural de geração). No

entanto, o armazenamento real foi de apenas 33%, uma diferença muito significativa.

A análise de backcasting permite concluir que os modelos oficiais de simulação não estão

representando adequadamente todas as restrições operativas que o ONS vem enfrentando na vida real

(é importante observar que, como mostrado em detalhe na edição anterior do ER, o problema não

está nas equações do modelo computacional, e sim nos parâmetros e dados de entrada do mesmo).

Como consequência, existe um viés otimista nas simulações oficiais. Este viés é preocupante, pois estas

simulações são utilizadas para calcular a capacidade estrutural de suprimento do sistema e para

projetar as condições de segurança de suprimento do sistema.

Uma vez constatado o viés otimista, a próxima pergunta seria: é possível “recalibrar” o modelo de

simulação para eliminar este viés? A resposta é “sim”. Quando se faz esta calibração25, o esvaziamento

simulado passa a estar bastante próximo do real, como mostram as figuras a seguir.

25 No jargão do setor elétrico, a calibração é conhecida como “fator de fricção”.


30%

40%

50%

60%

70%

80%

Energia Arm

azenada do SIN ‐% energia arm

azenável m

áxim

a

03/2012 04/2012 05/2012 06/2012 07/2012 08/2012 09/2012 10/2012 11/2012

Simulação Fator Fricção 83% 81% 78% 77% 70% 55% 45% 37% 33%

Real 77% 75% 72% 73% 70% 58% 47% 37% 33%

Simulação (com calibração) x operação real para 2012

30%

40%

50%

60%

70%

Energia Arm

azenad

a do SIN ‐% energia armaz

03/2013 04/2013 05/2013 06/2013 07/2013 08/2013 09/2013 10/2013 11/2013

Simulação Fator de fricção 55% 66% 66% 68% 67% 60% 52% 45% 40%

Real 55% 62% 61% 63% 60% 55% 49% 44% 40%

Simulação (com calibração) x operação real para 2013

Estas simulações mais aderentes à realidade operativa permitem mostrar que a razão para a ocorrência

de preços de curto prazo elevados mesmo quando a hidrologia está favorável, como em 2013, é que a

capacidade estrutural de geração (isto é, a capacidade de produção de energia em condições

hidrológicas adversas, que é o critério de planejamento do sistema) está menor do que o consumo. Este

problema pode ser corrigido através da contratação de um reforço na capacidade de geração, estimado

pela PSR em 2.000 MW médios.

Conclusões

Os custos adicionais de 56 bilhões de reais que consumidores e contribuintes pagarão como

consequência dos eventos de 2013 e 2014 é bastante significativo. Como ilustração do que representa

este montante, o governo estimou em março que o custo total de organização da Copa do Mundo,

incluindo tanto os estádios como todas as obras de reformas de aeroportos e construção de

infraestrutura de transporte, seriam 25,8 bilhões de reais, isto é, os prejuízos setoriais dariam para

fazer duas Copas. Em termos do setor elétrico, estes mesmos prejuízos permitiriam construir duas

usinas de Belo Monte26.

26 Orçamento original de 19 bilhões atualizado monetariamente para 2014.


Também como consequência destes eventos, a redução de 20% nas tarifas deverá ser revertida (em

termos reais) já em 2015, mesmo considerando os benefícios da licitação das concessões hidrelétricas

naquele ano.

Finalmente, mostrou-se que a maior parte dos problemas não foi causada por condições climáticas, e

sim por decisões e avaliações equivocadas por parte do governo. O primeiro equívoco é factual: não ter

realizado, em 2012, o leilão que asseguraria a cobertura de toda a demanda das distribuidoras por

contratos. O segundo equívoco, agora na opinião da PSR, foi não ter percebido, apesar dos alertas, que

o esvaziamento abrupto dos reservatórios em 2010 e 2012 sinalizava que a operação real do sistema

estava enfrentando restrições e limitações mais severas do que os estudos de planejamento indicavam.

Esta sinalização de que a capacidade de suprimento estava inferior à nominal ficou ainda mais

evidente quando os reservatórios esvaziaram em 2013, apesar de a hidrologia daquele ano ter sido

igual à média histórica, e das térmicas terem sido acionadas permanentemente em sua capacidade

máxima. O ano seguinte, 2014, representa a (falta da) gota d’água deste descolamento entre

desempenho teórico e real: uma seca severa, porém de poucos meses, além de levar os preços de curto

prazo para o teto, criou ameaças severas à segurança de suprimento. Isto seria impossível de ocorrer

se, de fato, o sistema tivesse a reserva estrutural de capacidade estimada pelo governo.


REGULATÓRIO

Nesta seção, abordamos os seguintes temas: (i) atrasos, penalidades e execução de garantias: o caso da

transmissão; (ii) atendimento à demanda no leilão A-3 de 2014; e (iii) diretrizes para o leilão de

energia de reserva de 2014.

Atrasos, penalidades e execução de garantias: o caso da transmissão

“As geradoras têm pai, as distribuidoras têm mãe,

e os transmissores não têm pai nem mãe”.

Ministro do TCU José Jorge

O conhecido programa humorístico CQC fez, recentemente, uma reportagem sobre os atrasos na

construção de linhas de transmissão27. A reportagem focou um grande parque eólico da Bahia, pronto

há quase dois anos, porém sem produzir nada, devido ao atraso na construção das linhas de

transmissão. A PSR recomenda que nossos leitores

assistam ao programa por duas razões: (i) é uma

reportagem excelente, muito didática e objetiva;

(ii) o apresentador, um humorista bem

politicamente incorreto (é só dar uma olhada no

site do CQC) não conseguiu achar nada

engraçado, e fez uma reportagem muito mais para

Financial Times do que Casseta e Planeta, o que

ilustra o quão deprimente é a situação.

Evidentemente, estes atrasos sistemáticos têm

preocupado a ANEEL, que está recorrendo a

medidas punitivas cada vez mais severas. Por

exemplo, em 20 de maio de 2014, a ANEEL manteve a decisão28 de executar a Garantia de Fiel

Cumprimento referente ao Contrato de Concessão (de Transmissão) nº 01/2011, referente a

instalações em 230 kV e 69 kV no Rio Grande do Sul que totalizam mais de 100 km em linhas de

transmissão e aproximadamente 750 MVA em capacidade de transformação, devido a atrasos no

cronograma de obras da Transmissora de Energia Sul Brasil Ltda.

Os Contratos de Concessão de Transmissão trazem, já há algum tempo, diretivas específicas sobre a

execução de Garantia de Fiel Cumprimento (GFC) em casos de atraso injustificado. Estas diretivas

referem-se à execução de parcelas da GFC quando de atrasos em relação a diferentes marcos

intermediários do cronograma de projeto/licenciamento/construção/montagem/comissionamento.

Por exemplo, atrasos quanto ao marco de Aquisição e Entrega de Equipamentos e Materiais na Obra

implicam na execução de 39% da GFC, atrasos na etapa de Montagem Eletromecânica implicam em

execução de 15% da garantia, e assim por diante.

27 http://psr.me/6IzHmj 28 Despacho nº 1563.


De uma forma geral, a GFC, nos projetos de transmissão, corresponde a 5% da previsão feita pela

ANEEL do montante total de investimento do projeto. A execução da GFC é um evento bastante

significativo para o empreendedor, pois os impactos da execução total da GFC podem corresponder a

uma redução da TIR (real) do acionista da ordem de um ponto percentual29, o que é bastante

significativo. A GFC deve ser recomposta após sua eventual execução (parcial), e é devolvida ao

empreendedor quando o projeto entra em operação.

Isto tem ocorrido principalmente quando a GFC apresentada pelo empreendedor é na modalidade

seguro-garantia, a qual, ao menos segundo nossa experiência prática, é justamente o caso mais

comum. As dificuldades reportadas neste caso da Transmissora de Energia Sul Brasil (TESB) são

emblemáticas, e se referem à contestação efetuada não apenas pela transmissora, mas também pela

seguradora, por razões óbvias. No caso da TESB, a ANEEL iniciou as tentativas de execução da GFC

em setembro de 2013, e desde então o processo administrativo tem tido iterações com a TESB e com a

Austral Seguradora, sendo que esta última pediu cópias de itens do contrato e dos instrumentos de

notificação, e alegou que o sinistro não poderia prosperar porque não havia sido esgotado o direito à

defesa e contraditório, dentre outros itens que já são quase praxe nesses casos.

Dificuldades como esta não querem dizer que a ANEEL não tenha penalizado as transmissoras

atrasadas. Há outros mecanismos de penalização que vem sido utilizados, como: aqueles indicados na

resolução normativa que estabelece penalidades para entidades reguladas pela ANEEL30; e a dedução

sobre receitas, através da Parcela Variável (PV), dos empreendimentos “atrasados” depois que estes

entram em operação. Cabe ressaltar que a ANEEL não classifica a dedução através da PV uma

penalidade “formal” e de natureza jurídica equivalente àquelas da REN nº 63/2004, tanto que sua

diretoria não reconheceu recursos administrativos de transmissoras atrasadas que alegavam dupla

penalização (por exemplo, a Chesf31).

A ANEEL tem sido hábil ao utilizar as penalidades da REN nº 63/2004. Por exemplo, as penalidades

são especificadas como percentuais do faturamento das empresas, e, em algumas instâncias, a ANEEL

29 A GFC pode ser apresentada em distintas modalidades: caução em dinheiro; fiança bancária; títulos da dívida pública e seguro-garantia. Ainda que a discussão que se inicia nos paráfrafos seguintes desta seção se oriente à modalidade de seguro-garantia, vale a pena ressaltar que o impacto de até 1 ponto percentual mencionado neste parágrafo corresponde mais propriamente a situações em que a GFC executada fora apresentada pelo empreendedor em alguma das outras modalidades. Os arranjos contratuais de GFCs na modalidade de seguro-garantia resultam, via regra, em impactos distintos sobre a TIR do acionista – o que é natural, dado que o seguro-garantia serve justamente ao propósito de realocação de risco. Entretanto, o leitor concluirá facilmente que as modificações ao edital do leilão que resultam em melhor determinação das condições para execução do seguro-garantia, que apresentaremos nos próximos parágrafos, afetam a própria dinâmica de contratação deste seguro. 30 Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004. 31 Esta declaração fica mais clara ao se considerar o seguinte excerto do Voto da diretoria da ANEEL associado ao Despacho nº 2182, de 9 de julho de 2013: “[A] perda de receita e o desconto relativo ao período de atraso na entrada em operação [grifo nosso] das instalações de transmissão advêm da própria ausência da prestação do serviço público de transmissão e visam evitar o enriquecimento ilícito do empreendedor, que receberia receita sem haver prestado o respectivo serviço público. [...] Acresce-se que o art. 11 da Resolução Normativa nº 270, de 2007, estabelece que o desconto relativo ao período de atraso na entrada em operação das instalações de transmissão será efetuado sem prejuízo da aplicação das penalidades regulatórias previstas na Resolução Normativa nº 63, de 2004, haja vista que a natureza jurídica dessas figuras é diversa.”

O problema é que, ainda que este instrumento contratual exista há tempo, a ANEEL vem tendo

problemas em utilizá-lo.


aplicou a porcentagem sobre faturamento das atividades de transmissão como um todo, e não só do

conjunto específico de instalações atrasadas. Para um exemplo interessante de penalidades segundo a

REN nº 63/2004 (um dentre muitos) vejam o Despacho nº 2182/2013, referente ao atraso dos reforços

autorizados à Subestação Icó 230 kV, por parte da Chesf. Este é um exemplo em que a ANEEL

especificou o percentual de penalização tomando como base todas as receitas da atividade de

transmissão – o que resultou em um percentual pequeno para um mesmo valor monetário absoluto,

mas levou naturalmente à Chesf reclamar da forma do cálculo.

A ANEEL, por outro lado, vem aperfeiçoando as regras para a execução da GFC. O edital deste último

leilão de transmissão32 atualizou essas regras, com especial atenção à questão do seguro-garantia. As

principais novidades quanto a este assunto foram:

Caracterização clara do atraso em mais de 180 dias na entrada em operação comercial como

critério de execução da GFC;

Obrigação de que as GFC aportadas na modalidade seguro-garantia estabeleçam explicitamente na

apólice as mesmas condições de execução estabelecidas pelo Edital.

À guisa de comentário final, observamos que no caso de atrasos em empreendimentos de transmissão,

a ANEEL, ao mesmo tempo em que tornou mais simples a execução da GFC no edital deste último

leilão, flexibilizou a regra que impede a participação de transmissoras com histórico de atrasos em

novos leilões. Em notícia publicada no início de abril de 201433, a ANEEL aponta que dentre as

mudanças em relação ao último leilão está o fato de se “[p]ermitir a participação de concessionárias de

transmissão que celebraram Termo de Compromisso de Ajustamento de Conduta (TAC) com a ANEEL,

de acordo com as condições estabelecidas no Edital”. Um possível motivo para este recuo é a percepção

de que a proibição da participação de grandes transmissoras com projetos atrasados estaria

contribuindo para que os descontos se reduzissem e para que alguns lotes ficassem vazios, sem oferta

alguma. Obviamente, a questão é muito mais complicada que isso, pois os lotes vazios se referem à

combinação de fatores: (i) problemas no cálculo das receitas de reserva do leilão (consideração de

custos de referência para cálculo da receita de reserva sem particularização suficiente para cada lote);

(ii) WACC apertada (antes, mesmo com os custos sem particularização suficiente para cada lote, a

32 Leilão nº 01/2014. 33 Notícia “Aprovado edital do leilão de transmissão nº 01/2014”, publicada pela ANEEL em 08/04/2014 e disponível em http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/noticias/Output_Noticias.cfm?Identidade=7829&id_area=90.

No entanto, o fato é que os impactos das multas aplicados com base na REN nº 63/2004 são em

geral menores do que aqueles que viriam da execução da GFC. Isto contribuía para as

transmissoras possam ver a possibilidade de execução de GFC como remota, o que

potencialmente desincentivava a prudência que deveria pautar a formulação de ofertas nos leilões

de transmissão.

Espera-se que estes aperfeiçoamentos facilitem a tarefa da ANEEL de executar a GFC quando

necessário, e evitem casos como este da TESB e Austral.


WACC maior resultava em “buffer” entre receita de reserva e o requisito real de receita do

empreendedor); (iii) dificuldades fundiárias e ambientais; e (iv) prazos excessivamente apertados.

Atendimento à demanda no leilão A-3 de 2014

Mais uma vez, tivemos um leilão de energia nova. E mais uma vez, logo após o leilão tivemos uma

declaração oficial informando que o leilão atendeu plenamente a demanda. E mais uma vez, somos

obrigados a dizer: não foi bem assim.

O leilão, no caso, foi o A-3 de 2014, ocorrido no dia 6 de junho. A declaração de que a demanda foi

praticamente toda atendida parece ser inequívoca: o informe à imprensa divulgado pela EPE, por

exemplo, afirma que o leilão “atendeu 99,7% da demanda das distribuidoras”34. E os problemas

aparentemente são os mesmos já discutidos pelo ER35: as distribuidoras declaram as necessidades de

energia para o leilão em duas parcelas, uma referente ao crescimento da demanda (que é atendida

prioritariamente), e a outra referente à reposição da energia de contratos que foram rescindidos

porque as respectivas usinas não foram construídas (esta demanda é atendida como segunda

prioridade). Esta prioridade de atendimento funciona como se um voo tivesse sido cancelado por pane

no avião (os contratos rescindidos), e a empresa aérea priorizasse os passageiros com reservas nos voos

subsequentes na mesma rota (a “nova” demanda), ao invés de utilizar as aeronaves disponíveis

respeitando a sequência dos voos programados. E aparentemente as estatísticas de atendimento se

referem apenas à demanda recém declarada, e não incluem à reposição dos contratos rescindidos.

De uma forma ou de outra, temos indicações de que a demanda total das distribuidoras (ou seja,

declaração de necessidade adicional para 2017 somada à reposição dos contratos rescindidos) não foi

totalmente atendida neste leilão, o que, se confirmado, indicaria a possibilidade de déficit estrutural de

energia em 2017, mesmo que todos os projetos contratados sejam concluídos sem nenhum tipo de

atraso. De qualquer forma, estamos mais uma vez priorizando a modicidade tarifária em relação à

segurança do atendimento, igualmente ao que ocorreu no 2º leilão A-5 de 2013, e pelo mesmo

mecanismo36.

Enfim, a melhor maneira de saber como foi o atendimento à demanda do leilão seria a divulgação, de

forma transparente, da demanda declarada pelas distribuidoras. Não vemos nenhum problema em

fazê-lo depois do leilão, e assim saberíamos quanto as distribuidoras pediram, quanto disso foi

demanda “nova” e quanto foi reposição, e que percentagens da demanda “nova” e da reposição de

contratos rescindidos foram atendidas.

Diretrizes para o leilão de energia de reserva de 2014

O MME publicou portaria com as diretrizes para o leilão de energia de reserva de 201437. O leilão foi

marcado para 10 de outubro, e o início do período de suprimento ocorre três anos depois do leilão.

34 Ver Informe à Imprensa sobre o leilão A-3 de 2014, divulgado pela EPE em 9 de junho de 2014 em http://www.epe.gov.br/leiloes/Documents/Leil%C3%B5es%202014/INFORME%20%C3%80%20IMPRENSA04A3b.pdf 35 Ver edição nº 84 (dezembro de 2013), seção Opinião, sob o título “A demanda foi realmente atendida?”; e edição nº 83 (novembro de 2013), seção Regulatória, sob o título “A demanda do leilão A-3 foi atendida?” 36 Ver edição nº 84 (dezembro de 2013), seção Opinião, sob o título “A demanda foi realmente atendida?”. 37 Portaria MME nº 236, de 30 de maio de 2014.


Mesmo sem realizar uma análise mais profunda dessas diretrizes, destacamos alguns pontos para

reflexão:

Mais uma vez, e da mesma forma que tem ocorrido nos leilões de energia nova, os

empreendedores sofrerão prejuízos caso ocorra atraso na entrada em operação de instalações de

transmissão ou de distribuição necessárias para o escoamento de sua energia, mesmo que a

implantação dessas instalações não esteja sob sua responsabilidade. Neste caso, eles simplesmente

deixarão de receber sua receita até que as instalações necessárias para o escoamento estejam em

operação comercial (no caso dos leilões de energia nova, o empreendedor tem a alternativa de

adquirir lastro compensatório, porém não no caso da energia de reserva). E da mesma forma que

ocorre com os leilões de energia nova, esta alocação deste risco ao gerador ocorre como uma

exceção, “só desta vez”, a uma regra geral que estabelece que o gerador não deve correr este risco38.

Considerando o histórico de atrasos na implantação de instalações de transmissão (ver o primeiro

item desta seção Regulatória), entendemos que este risco é extremamente sério, dado que um

atraso poderia inviabilizar completamente um empreendimento, e poderá afastar vários

empreendedores do leilão por uma mera questão de prudência.

As diretrizes estabelecem com detalhes limites para os volumes de energia que cada tipo de usina

eventualmente contratada (eólica, determinados tipos de biomassa, ou solar fotovoltaica) deve

produzir em cada ano, as penalidades no caso de desempenho inferior ao especificado, e os

estímulos a um eventual desempenho superior ao esperado. Esses limites são diferenciados

conforme o tipo de fonte, assim como os períodos de estabilização (4 anos para as eólicas, um ano

para as demais). Só para dar um exemplo dessas diferenças: no caso da fonte eólica, a “margem

superior” é 30% da produção anual, e qualquer produção acima dela (ou seja, acima de 130% do

valor anual de referência) será remunerada a 70% do preço do contrato. No caso da fonte solar, a

margem superior é 15%, e a remuneração da energia produzida além, dela é 30% do preço do

contrato. E no caso da energia proveniente de biomassa a margem superior é 30%, e a

remuneração é 50% do preço do contrato. Como esses valores (assim como outros parâmetros

estabelecidos nas diretrizes) não foram objeto de uma discussão pública transparente, respaldada

por estudos técnicos de divulgação geral, não somos capazes de dizer se eles são ou não

adequados, ou mesmo se as diferenças entre as fontes são justificadas pelas suas características

distintas.

38 Ver Portaria MME nº 132, de 25 de abril de 2013, art. 16.


AMBIENTAL

O documento do ONS “Inventário das restrições operativas hidráulicas dos aproveitamentos

hidrelétricos” detalha diversas restrições operativas das usinas hidrelétricas. São 154 páginas com

informações sobre as diversas restrições hidráulicas que precisam ser atendidas pela operação das

usinas hidrelétricas.

Para ilustrar, a primeira restrição deste documento mostra que a UHE Barra Bonita, localizada no rio

Tietê, precisa: (i) manter um nível de água mínimo em seu reservatório na cota 446,5m, de forma a

assegurar a navegabilidade no rio Tietê; (ii) por outro lado, suas turbinas não podem operar em níveis

acima de 452,5m, porque a água que subiria pelo poço da comporta da tomada d’água inundaria a

casa de força; (iii) adicionalmente, vazões defluentes acima de 1.300 m3/s provocam ondas que

dificultam a navegação (a eclusagem das embarcações fica inviabilizada se o nível d’água a jusante da

usina ultrapassa 429,7m); (iv) se as vazões defluentes excederem 2.000 m3/s, começam a ocorrer danos

significativos a jusante, tais como inundações de uma churrascaria e uma usina de açúcar; (v) para

finalizar, a taxa de variação da vazão liberada está limitada a 10% do valor da hora anterior, para

vazões acima de 1000 m3/s.

Além de mostrar como é complexa a operação do SIN, o exemplo de Barra Bonita permite que se

façam algumas reflexões. Por exemplo, suponha que a remoção da churrascaria e usina de açúcar

permitisse uma melhoria na operação da UHE Barra Bonita, e que as compensações aos proprietários

fosse 2 milhões de reais. Suponha ainda que o valor presente do benefício econômico de uma operação

menos restritiva - viável a partir da remoção destas construções - seja estimado, através de modelos de

simulação, em 20 milhões de reais. Em outras palavras, haveria uma relação de 10 para 1 entre os

benefícios aos consumidores de energia elétrica pela maior flexibilidade de operação e os custos que

viabilizariam esta nova operação. Em termos de análise de decisão, é o que os americanos chamam no

brainer: vale a pena gastar 2 milhões para ter um benefício de 20 milhões. No entanto, não existem

instrumentos regulatórios no setor elétrico que permitiriam à AES Tietê (operadora da usina)

promover a remoção e usar recursos setoriais (por exemplo, a CDE) para pagar as indenizações. Em

outras palavras,

Isto nos permite concluir que é preciso criar um mecanismo institucional que permita ao setor elétrico

viabilizar intervenções “extra-setoriais” de forma a permitir flexibilizar restrições operativas de usinas

hidrelétricas do SIN em benefício dos consumidores. A flexibilização de regras operativas precisa ser

acompanhada por alteração de marco legal.

Um segundo exemplo de oportunidades não aproveitadas foi apresentado no editorial do ER de

novembro de 2013, no caso do baixo São Francisco. Naquela ocasião concluímos que era possível

reduzir definitivamente a vazão mínima à jusante de Sobradinho de 1300 m3/s para 1100 m3/s.

Mostramos que, ao que tudo indica, o custo desta adaptação seria constituído por:

Há atualmente uma ótica estreita de que custos externos ao setor elétrico prejudicariam a busca

pela modicidade tarifária. No entanto, como vista acima, o mantra de “nenhum real gasto fora do

setor elétrico” impede o aproveitamento de excelentes oportunidades para beneficiar os

consumidores.


Intervenções de infraestrutura, como a instalação de bombas ou o alongamento de dutos de forma a melhorar a captação de água de alguns municípios, ou adaptação destas captações, o que for melhor;

Alteração na operação de Sobradinho para que gere “pulsos” de água durante a passagem de comboios pelo rio, de forma a evitar que estas embarcações encalhem em bancos de areia; e também durante períodos de maré vazante, para evitar problemas de intrusão da cunha marítima39.

O editorial concluiu que se estas compensações fossem feitas e a operação de Sobradinho fosse

flexibilizada (algo perfeitamente possível), haveria espaço para uma alteração definitiva da vazão

mínima a jusante de Sobradinho com ganhos para todos.

Um terceiro exemplo de oportunidade para soluções ganha-ganha, ainda com Sobradinho: uma

recente dissertação de mestrado40 descreveu reivindicações feitas por grupos representantes de

pescadores do médio e baixo São Francisco para que fossem elevadas as vazões a jusante de

Sobradinho nos meses de chuvas. Estas cheias eram responsáveis pela formação de lagoas marginais,

um importante habitat natural para a procriação de diversas espécies de peixes locais. Com a

construção de Sobradinho, vazões superiores a 3000 m3/s, que ocorriam praticamente todos os anos,

deixaram de existir. Se Sobradinho alterasse sua restrição operativa (com impacto sobre seu volume de

espera), haveria um ganho significativo para a operação do SIN e benefícios para a procriação de

espécies de peixes. O custo desta adaptação seria a remoção de infraestrutura (casas, escolas, estradas,

etc.) construída próxima às margens do rio em áreas antes inundáveis. Novamente, mesmo se o

benefício ao SIN superasse amplamente o custo das compensações, falta um mecanismo institucional

que viabilize esta solução.

Fazer contas

Como já discutido em algumas edições passadas desta seção Ambiental, medidas estruturais com

alterações sobre a operação de usinas hidrelétricas devem ser analisadas em profundidade. É preciso

sempre que sejam feitas avaliações numéricas detalhadas, com emprego dos melhores modelos

computacionais disponíveis. Há muito espaço de melhorias neste sentido.

Para ficar num exemplo, a PSR investigou a possibilidade de uma operação da usina da UHE Baixo

Iguaçu seguindo um perfil mais adequado às necessidades do Parque Nacional do Iguaçu: manutenção

de condições cênicas durante horário de visitação e o fim das preocupações com a possibilidade de

erosão nas margens do rio, que poderia ser provocada por ondas que resultariam da rápida variação da

potência gerada pela usina no atendimento da demanda de ponta do SIN. A discussão envolvia

diversos atores, tais como Neoenergia (empreendedora), IBAMA, Ministério Público, ONS, ICMBio e

Parque Nacional do Iguaçu. A PSR utilizou um modelo com representação detalhada da operação da

usina e verificou que seria perfeitamente possível atender as restrições operativas solicitadas. No caso

da vazão mínima a jusante, as avaliações demonstraram que a cascata poderia operar para valores bem

39 Em “português”, trata-se do avanço da água salina que resulta de maré alta com baixa vazão do rio. O mar adentra o rio, o que pode provocar problemas para a captação de água em municípios próximos da foz do rio São Francisco. 40 Dissertação de mestrado “Hidrogramas ambientais para o baixo rio São Francisco: avaliação de impactos sobre a geração hidrelétrica” de Thiago Vasconcellos Barral Ferreira. COPPE/UFRJ, abril de 2014.


superiores ao estabelecido, com impacto desprezível para o setor elétrico. Resumindo: após a

utilização de ferramenta analítica foi possível constatar que estávamos diante de um falso problema.

A experiência serve para ressaltar a importância da simulação de regras operativas41, revisitando o

nosso já conhecido bordão de que “é preciso fazer contas”. Só que fazer contas e avaliar benefícios e

impactos é condição necessária, mas não suficiente. É preciso que as questões sejam discutidas de

forma transparente e, se possível, desprovida de senso de urgência.

Diálogo

Os representantes de usuários de água têm hoje a percepção de falta de clareza por parte do setor

elétrico, e a sensação que este não pretende (e, como visto acima, nem pode) gastar um centavo sequer

no atendimento de suas reivindicações. Assim sendo, procedem de forma defensiva, usando a negativa

como resposta-padrão a qualquer sugestão de alteração de regra operativa. É preciso melhorar o

diálogo, dar maior transparência ao processo e buscar mecanismos que minimizem a barreira imposta

pela assimetria de informações. O uso de um mesmo modelo computacional por diversos stakeholders

pode ajudar a estabelecer um diálogo de maior confiança, que seja mais produtivo na viabilização do

processo de negociações entre as partes. É uma prática comum em algumas partes do mundo,

infelizmente ainda pouco usual no Brasil. Este aspecto - um ambiente que permita a análise objetiva

das alternativas por diferentes stakeholders - é a grande motivação de um projeto de P&D desenvolvido

pela PSR na área de elaboração de inventários de bacias hidrelétricas via comparações de alternativas

de divisão de quedas considerando aspectos de engenharia e socioambientais.

Recente solicitação do ONS

Em evento recente do setor elétrico, o Diretor Geral do ONS mencionou a necessidade de que algumas

restrições relacionadas ao uso múltiplo da água e condicionantes ambientais sejam flexibilizadas. Os

objetivos apresentados pelo ONS seriam manter o armazenamento nas cabeceiras dos Rios Grande,

Paranaíba, Tocantins e São Francisco, de forma a permitir uma maior governabilidade das usinas

hidráulicas, a disponibilidade de potência das usinas, e a garantia de atendimento aos requisitos

energéticos e de potência ao longo de 2014.

O ONS tem a prerrogativa de sugerir alterações de regras operativas em coordenação com a Agência

Nacional de Águas. De fato, a Lei 9.984 de 17 de julho de 2000 (Lei da criação da ANA) estabelece em

seu Artigo 4o o seguinte:

§ 3o Para os fins do disposto no inciso XII deste artigo, a definição das condições de operação de

reservatórios de aproveitamentos hidrelétricos será efetuada em articulação com o Operador Nacional

do Sistema Elétrico – ONS.

Portanto, a solicitação de alteração de regras operativas de usinas hidrelétricas está prevista em Lei e

pode ser feita pelo ONS em articulação com a ANA.

Mais especificamente, as medidas propostas pelo ONS envolvem a redução de vazões mínimas a

jusante das usinas de Três Marias e Sobradinho, no Rio São Francisco, e a jusante da usina de Serra da

41 Troque operativas por regulatórias, se preferir. O sentido se mantém.


Mesa, no rio Tocantins. No caso da Tietê-Paraná, a medida proposta seria baixar o volume mínimo de

três reservatórios, com potencial impacto sobre a hidrovia Tietê-Paraná. Por último, no caso da usina

Mascarenhas de Moraes, a medida proposta pelo ONS também envolve reduzir o volume mínimo,

neste caso impactando uma captação de água. As medidas propostas pelo ONS estão resumidas no

quadro abaixo:

A PSR compreende a motivação do ONS, e vê na iniciativa do Operador uma oportunidade para

chegarmos a soluções ganha-ganha:

Simulação das medidas propostas: o ONS apresentou estudo prospectivo do impacto sobre os

volumes finais em reservatórios importantes do SIN ao final do período seco, se as alterações da

tabela fossem realizadas, o que serviu para respaldar tecnicamente sua solicitação. Esta é uma

prática saudável que precisa ser valorizada e se constituir a regra geral.

Avaliação de externalidades: é preciso criar mecanismos institucionais para o setor elétrico

compensar ou tomar medidas que mitiguem as externalidades provocadas por mudanças de regras

operativas. Tomemos o exemplo da vazão mínima a jusante de Serra da Mesa (300 m3/s). Reduzir

este valor a 66 m3/s (bem abaixo da condição ambiental) precisa obviamente ser bem avaliado

pelas equipes da ANA e IBAMA42.

Comunicação/transparência: medidas que propõem alterações em regras operativas com possíveis

impactos sobre outros setores usuários de água devem ser discutidas e analisadas em

profundidade, de forma transparente e abrangente. Isto não deve ocorrer em momentos aflitivos,

sob o efeito de condições conjunturais. Neste sentido, o timing da solicitação do ONS é infeliz.

Outra preocupação é que a possível acomodação emergencial dos pedidos do ONS não seja

seguida por uma discussão estrutural sobre como gerenciar da melhor maneira possível os

interesses de diferentes agentes para o uso dos recursos. Por exemplo, o mesmo pedido

emergencial de reduzir as vazões mínimas do rio São Francisco já havia sido feito no ano de 2013,

e em anos anteriores. As divergências que evidenciam a necessidade de uma gerência integrada

destes recursos, onde cada setor seja tratado em pé de igualdade com o setor elétrico, se torna

ainda mais evidente quando se examina a questão das eclusas das usinas hidrelétricas. Como

42 Como desconhecemos as causas desta restrição, recorreremos a um exemplo hipotético para, mais uma vez, reforçar o conceito da necessidade de compensação pelo setor elétrico das externalidades provocadas: se a vazão mínima é mantida para garantir a qualidade da água num trecho do rio exposto a uma grande carga de esgoto então, como contrapartida, o setor elétrico viabilizaria a construção, operação e manutenção da estação de tratamento de esgoto no local.


amplamente mostrado em diversos estudos, as hidrovias possibilitam uma redução expressiva dos

custos do agronegócio, que é um dos principais agentes para o crescimento econômico do país.

Adequação de mecanismo institucional: é possível (e até provável) que exista espaço para

situações “ganha-ganha”, como sugere a análise do rio São Francisco. Para que esta, e outras,

oportunidades sejam aproveitadas, é necessário não somente termos um mecanismo para

compensação das externalidades negativas, como também estimular no setor elétrico uma

“cultura” de que, embora nossas reivindicações sejam, na maioria das vezes, lógicas e urgentes, as

necessidades de todos os demais usuários da água são igualmente legítimas, e devem ser tratadas

em pé de igualdade com as do nosso setor. Em outras palavras, precisamos fazer com que “usos

múltiplos” não sejam somente uma expressão retórica, mas uma busca de soluções que beneficiem

todos os usuários de um recurso cada vez mais escasso e precioso.


JURÍDICO

REIDI: possibilidade de fruição do benefício sobre os investimentos de acesso e

conexão implementados pelos geradores e transferidos às concessionárias

acessadas por imposição legal

Advocacia Waltenberg43

O presente artigo tem por escopo examinar o significado e a abrangência dos projetos de

geração de energia elétrica no contexto do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da

Infra-Estrutura (“REIDI”), especificamente no que respeita à viabilidade de serem ou não passíveis de

apropriação do benefício os investimentos implementados para o acesso e conexão ao Sistema

Interligado Nacional (“SIN”), seja em instalações de transmissão ou de distribuição.

O tema encontra relevância especialmente em relação aos investimentos de acesso e conexão

cuja responsabilidade de implantação é legalmente atribuída ao titular do projeto de geração, mas que

devem ser necessariamente por ele transferidos à transmissora ou distribuidora acessada. Isto é, apesar

dessa obrigação e correspondentes custos serem impostos aos titulares dos projetos de geração, tais

investimentos não permanecem vinculados aos seus patrimônios.

Questão paralela e também relevante sobre o tema diz respeito às situações em que os titulares

do empreendimento de geração optam por implementar diretamente instalações de acesso cuja

responsabilidade é legalmente atribuída às transmissoras e distribuidoras acessadas, com o propósito

de compatibilizar os prazos necessários à entrada em operação das suas unidades geradoras.

No intuito de esclarecer as questões levantadas, faz-se no presente estudo uma análise da

legislação regente do REIDI buscando-se contemplar os seus principais aspectos e, sobretudo,

compreender seu alcance em consonância com as finalidades para as quais foi instituído.

Caracterização geral do REIDI

O REIDI foi instituído no contexto do Programa de Aceleração do Crescimento (“PAC”), com

a edição da Medida Provisória nº 351/2007, posteriormente convertida na Lei nº 11.488/2007. Por

meio do benefício, se suspende a exigência do PIS/PASEP, PIS-Importação, COFINS e COFINS-

Importação incidentes sobre a (i) venda ou importação de máquinas, aparelhos, instrumentos,

equipamentos, e materiais de construção utilizados em obras de infraestrutura e destinados ao ativo

imobilizado, e sobre (ii) serviços e aluguel de máquinas, aparelhos, instrumentos e equipamentos

utilizados em tais obras. Essa suspensão converte-se em alíquota zero após a incorporação ou

43 Artigo elaborado pelos advogados André F. Edelstein e Eduardo R. Evangelista, integrantes da Advocacia Waltenberg. As opiniões e argumentos apresentados neste artigo não refletem necessariamente o entendimento da PSR.


utilização na obra de infraestrutura dos bens ou dos serviços adquiridos ou importados com o regime

do REIDI.

De acordo com a Lei nº 11.488/2007, podem ser beneficiárias do REIDI as pessoas jurídicas que

tenham projeto aprovado para implantação de obras de infraestrutura nos setores de transportes, portos,

energia, saneamento básico e irrigação 44. No caso do setor de energia elétrica, o artigo 5º, II, “a”, do

Decreto nº 6.144/2007 expressamente relaciona como possíveis beneficiários do REIDI as pessoas

jurídicas de direito privado titulares de projeto nos setores de geração, cogeração, distribuição e

transmissão de energia.

Vale ressaltar que, de acordo com o Decreto nº 6.144/2007 e a Instrução Normativa RFB nº

758/2007, os benefícios do REIDI vigoram nas aquisições, locações e importações de bens e nas aquisições

e importações de serviços, vinculadas ao projeto aprovado, realizados no período de 5 (cinco) anos

contados da data da publicação do Ato Declaratório Executivo da Secretaria da Receita Federal

deferindo a habilitação da empresa no REIDI, ficando atribuído ao Ministério responsável pelo setor

favorecido definir, em portaria, os projetos que se enquadram como aptos a solicitar a habilitação ao

REIDI 45.

No caso do setor elétrico, o trâmite para a aprovação de projetos como aptos a se

enquadrarem no REIDI foi disciplinado pela Portaria MME nº 267/2007, revogada e substituída pela

Portaria MME nº 319/2008, e mais recentemente, pelas Portarias MME nº 274/2013 e nº 310/2013,

que regulamentam o tema na atualidade.

O conjunto normativo supramencionado será a base para a verificação quanto ao alcance do

REIDI no contexto dos investimentos necessários ao acesso e conexão das instalações de geração ao

SIN.

Das instalações de acesso e conexão aos sistemas de transmissão e distribuição

A fim de melhor contextualizar a problematização proposta no presente artigo, faz-se

necessário abordar tema relativo à responsabilidade pela implantação das instalações de acesso e

conexão aos sistemas de transmissão e distribuição.

Primeiramente, ressalte-se que a Lei nº 9.074/1995, com a redação dada pela Lei nº

9.648/1998, prevê que as linhas de transmissão de interesse restrito das centrais de geração poderão ser

consideradas integrantes das respectivas concessões, permissões ou autorizações destinadas à produção

de energia elétrica, admitindo a possibilidade de, no caso dos aproveitamentos de produção

independente, serem aquelas concedidas ou autorizadas, simultânea ou complementarmente, aos

respectivos contratos de uso do bem público (cf. artigos 14 e 17, § 3º).

44 Cf. artigo 2º - grifos nossos. 45 Cf. artigo 6º do Decreto nº 6.144/2007 e artigo 6º da IN-RFB nº 758/2007.


Em que pese tenha existido alguma controvérsia sobre o tema – na medida em que a redação

original do art. 17, § 3º, da Lei nº 9.074/1995 e o artigo 9º do Decreto nº 1.717/1995 previam que as

instalações de interesse restrito das centrais de geração seriam consideradas integrantes das

correspondentes concessões –, sobreveio o artigo 2º, § 9º, da Lei nº 10.848/2004 para expressamente

estipular que no processo de licitação pública de geração, as instalações de transmissão de uso

exclusivo das usinas a serem licitadas devem ser consideradas como parte dos projetos de geração.

Com isso, as disposições da Lei nº 9.074/1995 também têm sido interpretadas pela ANEEL no sentido

de que as linhas de transmissão de interesse restrito de usinas de geração de energia elétrica, por serem

o meio de escoamento da energia elétrica produzida pelas usinas, devem integrar as respectivas

outorgas para geração de energia elétrica 46.

De outra parte, no que tange especificamente às instalações necessárias ao acesso e conexão ao

SIN, destaque-se que o acesso aos sistemas de transmissão é regido pela REN ANEEL nº 67/2004, na

qual consta disposição no sentido de que as instalações necessárias ao acesso de central geradora serão

autorizadas em favor da concessionária de transmissão, cabendo ao acessante arcar com os custos daí

decorrentes 47 e sendo-lhe facultado executar diretamente tais implantações e transferi-las de forma

não onerosa à concessionária de transmissão 48. Isto é, embora a princípio a execução da implantação

seja de responsabilidade da transmissora, o ônus financeiro é sempre do acessante.

Já nos casos de acesso aos sistemas de distribuição, são aplicáveis as disposições da REN

ANEEL nº 506/2012. E, segundo a referida norma, as instalações de responsabilidade do acessante são

aquelas previstas no artigo 14, sendo que as linhas de transmissão de interesse restrito (inciso I),

quando existentes, integram efetivamente o patrimônio da central geradora 49 –, e são considerados,

aliás, integrantes da própria outorga de geração, conforme já pontuado.

Por sua vez, as instalações que constituem o ponto de conexão (inciso II) e as demais

instalações necessárias à conexão (inciso III) devem ser “vinculadas à concessão ou permissão da

distribuidora acessada e registradas em seu ativo imobilizado em serviço em contrapartida do Subgrupo

Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica, conforme o Manual de

Contabilidade do Setor Elétrico” 50.

46 O entendimento acima foi manifestado (i) no Parecer da Procuradoria Geral da ANEEL nº 400/2011–PGE/ANEEL; (ii) no Relatório e Voto da Diretoria da ANEEL relativos ao processo nº 48500.001256/2006-80; (iii) na Nota Técnica nº 222/2010 – SFF/ANEEL, da Superintendência de Fiscalização Econômico e Financeira da ANEEL, a qual instruiu a abertura da Audiência Pública nº 039/2010; e (iv) na REN 389/2009, que disciplina as condições para a implantação e geração de energia elétrica por parte de agentes autorizados, e que prevê que a outorga de autorização para a implantação e/ou exploração dos empreendimentos de geração far-se-á mediante a publicação de Resolução Autorizativa, na qual serão especificadas, dentre outras, instalações de transmissão de interesse restrito da central geradora (cf. artigo 1º, parágrafo único). 47 Cf. artigo 7º, § 2º, inciso I, da Resolução Normativa ANEEL nº 67/2004. 48 Cf. artigo 7º, § 5º e 7º-A, §1º, da Resolução Normativa ANEEL nº 67/2004. 49 Cf. artigo 15, da Resolução Normativa ANEEL nº 506/2012. 50 Cf. artigo 16, da Resolução Normativa ANEEL nº 506/2012.


Pois bem, o objeto central do presente estudo se refere justamente à aplicação do REIDI sobre

as aquisições necessárias à implantação das instalações de acesso e conexão que, embora

correspondam a investimentos necessários aos projetos de geração e onerem obrigatoriamente o

empreendedor, devem ser transferidos às concessionárias de transmissão ou distribuição acessadas,

conforme o caso. Ademais, será tratada questão paralela, consistente na análise relativa à aplicação do

REIDI sobre os investimentos realizados para a execução, pela acessante, das obras relativas às

instalações cujo ônus pertence originalmente às concessionárias de transmissão ou distribuição

acessadas.

Bens, serviços e locações alcançados pelo benefício

No que diz respeito à abrangência do benefício em relação aos bens, serviços e locações

adquiridos para a implantação do empreendimento, pode-se dizer que esta é bastante ampla. Com

efeito, a Lei nº 11.488/2007 alude, genericamente, à aquisição ou importação de máquinas, aparelhos,

instrumentos e equipamentos, novos, e de materiais de construção (artigo 3º) e aos serviços e locações

(artigo 4º) a serem utilizados ou incorporados em obras de infraestrutura destinadas ao ativo

imobilizado do empreendedor. A partir daí, seria possível entender, numa análise mais apressada, que

o empreendedor devidamente habilitado no REIDI teria o direito subjetivo de se beneficiar das

suspensões do PIS/PASEP e COFINS incidentes sobre todas as suas aquisições e importações de obras

e serviços associadas ao projeto de que é titular, bem como às respectivas locações necessárias.

Nesse caso, a interpretação mais restritiva da norma já indicaria que, ainda que se entenda que

também integram o projeto as instalações referentes ao ponto de conexão e demais instalações

necessárias à conexão 51 – o que será adiante melhor examinado –, em razão destas não permanecerem

no ativo imobilizado do empreendedor, referida circunstância prejudicaria a possibilidade de estas

serem objeto de fruição do REIDI.

No entanto, a questão merece análise mais densa, com base em interpretação teleológica da

legislação pertinente, por meio da qual se deve levar em consideração as finalidades que ensejaram a

instituição do REIDI. Nesse sentido, vale destacar o seguinte trecho da Exposição de Motivos da

Medida Provisória nº 351/2007 (convertida na Lei nº 11.488/2007), que indica as razões econômicas

consideradas para a instituição do referido benefício:

51 Previstas, respectivamente, no § 2º, do art. 7º, da REN ANEEL nº 67/2004, nos casos de acesso ao sistema de transmissão; e nos incisos II e III do artigo 14, da REN ANEEL nº 506/2012, nos casos de acesso ao sistema de distribuição.

Observe-se, contudo, que a legislação do REIDI restringe expressamente a fruição do benefício, ao

determinar que somente façam jus a ele os bens, serviços e locações utilizados ou incorporados em

obras destinadas ao ativo imobilizado da pessoa jurídica titular do empreendimento.


2. A instituição do REIDI está disciplinada nos arts. 1º a 5º do projeto de medida provisória, esse regime suspende a exigibilidade da Contribuição para o PIS/PASEP e da COFINS sobre as receitas decorrentes de vendas de máquinas, equipamentos, materiais de construção e serviços, destinados a obras de infra-estrutura, quando adquiridos por pessoas jurídicas beneficiárias.

2.1. Para a instituição desse regime foi considerado que um maior crescimento da economia demandará elevados investimentos em obras de infra-estrutura. Porém, na atual conjuntura, o Estado não possui todos os recursos necessários para esses investimentos, logo, é imprescindível que a iniciativa privada também participe desses empreendimentos.

2.2. Assim, a proposta de suspensão da incidência da Contribuição para o PIS/PASEP e da COFINS sobre esses empreendimentos visa reduzir o seu custo inicial e atrair investimentos privados, de forma que a carência de infra-estrutura não se torne um entrave ao crescimento econômico.

2.3. Considerando as constantes alterações tecnológicas que envolvem as atividades produtivas, os bens de capital que serão alcançados pela suspensão serão relacionados pelo Poder Executivo. Isso permitirá adequações que porventura se tornarem necessárias. (grifos nossos)

Diante dessa premissa, conclui-se que a concretização do projeto de infraestrutura, como um

todo, está no centro das prioridades a serem alcançadas com a instituição do REIDI. Isto é, são mais

relevantes para efeitos do REIDI os critérios objetivos vinculados ao empreendimento em si do que as

características subjetivas do empreendedor. Até mesmo porque, uma vez enquadrado o projeto, seu

titular é considerado apto a habilitar-se no regime, salvo se estiver em situação irregular perante a

Receita Federal do Brasil (“RFB”).

Não por outro motivo, a Lei nº 11.488/2007, em seu artigo 2º, define como beneficiário do

REIDI o titular de projeto de infraestrutura que preencha os requisitos para tanto. Isto denota

claramente a premissa acima assumida. Na mesma linha, dispõem os artigos 4º, 5º e 6º, do Decreto nº

6.144/2007 que, estabelecem ainda como fase imprescindível à concessão do benefício pela RFB a

prévia habilitação do projeto pelo Ministério responsável pelo setor de atuação do empreendedor.

Reforça o argumento acima o disposto no artigo 8º, do Decreto nº 6.144/2007, que determina

que a pessoa jurídica que deseja participar de mais de um empreendimento deve solicitar a habilitação

separadamente para cada projeto a que estiver vinculada. Isto é, há uma clara ênfase na relevância do

projeto em si, assumindo papel de menor destaque as condições subjetivas do empreendedor. Desta

forma, o sistema normativo acerca do REIDI foi estruturado para que se priorize a consecução dos

projetos de infraestrutura, dada a importância destes para o desenvolvimento econômico do país.

Como se vê, a finalidade do REIDI foi reduzir os custos dos empreendimentos e incentivar a

inciativa privada a realizar investimentos em infraestrutura, de forma que a norma deve ser

interpretada no sentido de que, em prol da efetiva concretização do projeto de infraestrutura e

dentro dos limites legalmente definidos, o custo dos investimentos privados deve ser o menor

possível.


Neste contexto, retoma-se a indagação no sentido de se saber quais instalações fazem parte do

projeto de infraestrutura e, assim, podem ser alcançadas pelo benefício.

No caso dos projetos de geração de energia elétrica, estão nele compreendidos, sem maiores

dúvidas, além da própria central de geração, também as linhas de interesse restrito a ela associadas,

tendo em vista que, como visto, estas integram suas respectivas concessões e devem permanecer no

patrimônio da acessante 52, sendo atualmente prevista, ademais, a própria obrigatoriedade de serem

discriminadas no requerimento de enquadramento endereçado pelos interessados ao Ministério de

Minas e Energia 53.

Todavia, a questão não é tão simples quando a atenção se volta para os ativos previstos,

respectivamente, no § 2º, do art. 7º e §1º do7º-A, da REN ANEEL nº 67/2004, nos casos de acesso ao

sistema de transmissão; e nos incisos II e III do artigo 14, da REN ANEEL nº 506/2012, aplicáveis ao

acesso ao sistema de distribuição, em face de duas particularidades que dão ensejo a indagações sobre

se de fato podem estes ser instalados com a fruição do REIDI, quais sejam: (i) o fato de que referidas

instalações não são expressamente indicadas nos atos de outorga de geração e (ii) ainda que sua

implantação também seja executada pelo acessante, estas devem ser transferidas gratuitamente à

concessionária de transmissão ou distribuição acessada, ou seja, a destinação última dos referidos bens

é o ativo imobilizado da transmissora ou distribuidora acessada – e não da geradora.

Entretanto, o fato de não estarem indicadas no ato de outorga, não implica dizer que as

instalações relativas ao ponto de conexão e demais instalações associadas não fazem parte do projeto

de geração, principalmente tendo em mira as finalidades para as quais o regime especial foi instituído.

Com efeito, considerando que sua intenção foi priorizar a execução do projeto de infraestrutura em si,

visando propiciar menores investimentos ao empreendedor e, com isto, atrair a iniciativa privada, é

absolutamente razoável incluir as aludidas instalações no contexto do projeto, permitindo que os

custos a ela associados – que chegam a montantes expressivos – também sejam mitigados pela

aplicação do benefício.

Ademais, observe-se que, embora não prevista especificamente nos atos de outorga, a

execução da implantação das instalações relativas à conexão e acesso das unidades geradoras ao

sistema de transmissão ou distribuição decorre de expressa previsão normativa – § 5º, do art. 7º e § 1º,

do 7º-A, da REN ANEEL nº 67/2004, nos casos de acesso ao sistema de transmissão; e artigo 16, da

REN ANEEL nº 506/2012, nos casos de acesso ao sistema de distribuição – o que faz com que possa ser

igualmente considerado como uma obrigação inerente à outorga. Nesse sentido, aliás, cabe invocar o

artigo 2º, inciso II, da REN ANEEL nº 389/2009, segundo o qual é dever da autorizada de geração de

52 Cf. Lei nº 9.074/1995, artigos 14 e 17, § 3º; Decreto nº 1.717/1995, artigo 9º; Lei nº 10.848/2004, artigo 2º, § 9º, REN 389/2009, artigo 1º, parágrafo único, e artigo 5º, III e V, REN 506/2012, artigo 15 e art. 7º, §§ 2º e 5º da REN 67/2004. 53 Cf. Portaria MME nº 274/2013, artigo 1º, § 2º, II, “e”, e Portaria MME nº 310/2013, artigo 1º, § 3º, II, “f”.


energia elétrica “cumprir e fazer cumprir todas as exigências desta Resolução Normativa, da legislação

atual e superveniente que disciplina a exploração de centrais geradoras autorizadas (...)”.

Daí é possível concluir que, diante também dessa subordinação ao cumprimento de toda a

legislação aplicável à matéria no caso dos empreendimentos de geração de energia, é razoável entender

que integram o projeto de infraestrutura todas as instalações cuja responsabilidade pela implantação

seja atribuída ao seu titular, seja nas disposições específicas estabelecidas em seus atos de outorga – tais

como a usina de geração e as instalações de interesse restrito –, seja na legislação aplicável – tais como

as veiculadas nos artigos 7º, §§ 2º e 5º e 7º-A, § 1º, da REN ANEEL nº 67/2004 e artigo 14 e seguintes

da REN ANEEL nº 506/2012.

No caso dos empreendimentos de geração oriundos de fonte hídrica, referida conclusão é

reforçada pelo fato de que, na esteira dos comandos constitucionais que estipulam que os potenciais

de energia hidráulica são considerados bens da União Federal, e de que é assegurada sua exploração

direta ou mediante autorização, concessão ou permissão 54/, a legislação é uniforme ao fazer alusão à

realização de licitações e outorga de autorizações e concessões para o aproveitamento de quedas

d’água, de cursos d’água, e de potenciais de energia hidráulica – e não para a implantação e exploração

dos projetos definidos nos atos convocatórios e atos de outorga 55/.

Nessa linha de entendimento, se a legislação aplicável dispõe que a realização de licitação e

respectiva outorga da geração é relativa à exploração dos potenciais de energia elétrica, reforça-se o

desacerto em querer restringir o projeto de infraestrutura somente às instalações listadas nos atos

autorizativos para fins de fruição do REIDI.

Similarmente, embora no tocante aos empreendimentos de geração oriundos de fonte térmica

e eólica não haja previsões normativas estipulando, com idêntica precisão, o objeto central de suas

correspondentes outorgas, os diplomas normativos que regulamentam o assunto estipulam que, para

tanto, cabe à ANEEL analisar, dentre outros aspectos, o acesso às instalações de transmissão e de

distribuição, constituído de conexão e uso, cabendo aos interessados, de seu turno, seguir o disposto nos

Procedimentos de Rede, nos Procedimentos de Distribuição - Prodist e na regulamentação específica

da ANEEL no tocante ao acesso às instalações de distribuição e de transmissão, incluindo o

atendimento às etapas para viabilização do acesso 56.

Some-se a isso o fato de que, ao que tudo indica, apenas em função do potencial interesse

sistêmico das instalações relativas ao ponto de conexão e demais instalações associadas é que estas

devem ser vinculadas às concessionárias de transmissão ou distribuição. Ou seja, são razões de

54 Cf. art. 20, VIII, art. 21, XII, b, §§ 1º e 4º, da Constituição Federal de 1988.

55 Cf. art. 164, a, b e c, do Decreto nº 24.643/1934 (Código de Águas); art. 13, da Lei nº 9.074/1995; art. 24, da Lei nº 9.648/1998; art. 3º, I e 9º, do Decreto nº 2.003/1996. 56 Cf. REN ANEEL nº 390/2009, artigo 11, “c” e 24, e REN ANEEL nº 391/2009, artigo 12, “c” e 24.


interesse estritamente técnico que parecem impor essa vinculação, o que não afasta a circunstância de

que estas constituem obrigação das geradoras acessantes inerentes às suas outorgas, inclusive porque

servem, precipuamente, à sua utilização.

A análise do conjunto de normas aplicáveis ao tema revela que tudo o que for necessário ao

projeto deve ser abrangido pelo benefício. Daí parece decorrer, por exemplo, a forma bastante ampla

com que a Lei nº 11.488/2007 tratou do tema, incluindo obras, serviços e locações. Disso se pode

concluir que é bastante plausível a interpretação no sentido de que as instalações decorrentes de

disposições legais devem integrar o projeto de infraestrutura para efeito de fruição do REIDI, por ser a

que mais se adequa às finalidades para as quais foi instituído o regime especial.

Por oportuno, vale ressaltar que o fato de as recentes Portarias MME nº 274/2013 e nº

310/2013 discriminarem especificamente a necessidade de indicação no requerimento de

enquadramento no REIDI das instalações relativas ao sistema de transmissão de interesse restrito na

“descrição do projeto” de infraestrutura – e silenciarem quanto à indicação das instalações de acesso –,

a nosso ver, não prejudica as conclusões alcançadas alhures.

Contudo, é necessário destacar que a RFB carreia entendimento diverso do aqui manifestado.

Com efeito, como se observa da Solução de Consulta nº 286, de 09.12.2009 – (Disit nº 08), ao ser

indagada especificamente se seria admissível a fruição do REIDI em relação a investimentos

posteriormente transferidos à distribuidora acessada, a RFB respondeu que este “não é aplicável se a

empresa habilitada em tal regime não incorporar a seu ativo imobilizado a obra de infra-estrutura na qual

os bens e serviços adquiridos foram utilizados”.

Para respaldar essa orientação, argumenta a RFB que a transferência do ponto de conexão e

demais instalações associadas para a acessada constitui situação que afronta diretamente o requisito

previsto na legislação, consistente na necessidade de incorporação da obra de infraestrutura no ativo

imobilizado da pessoa jurídica que a executa. E, ainda segundo seu entendimento, com isto, estar-se-

ia, em tese, permitindo que pessoa jurídica não habilitada ao REIDI pudesse se beneficiar do incentivo.

Nesse aspecto, é importante destacar que a RFB vem se manifestando reiteradamente nesse sentido em

diversas outras Soluções de Consulta 57.

Contudo, possível argumento contrário a esse entendimento consiste em que as instalações em

comento integram num momento inicial o patrimônio das geradoras acessantes, sendo,

primeiramente, registradas em seu patrimônio e somente após transferidas para as concessionárias de

transmissão ou distribuição acessadas. Dessa forma, é possível entender que o requisito de

incorporação ao ativo imobilizado dos acessantes foi devidamente atendido.

57 Solução de Consulta nº 41, de 15.04.2013 (Disit nº 07); Solução de Consulta nº 381, de 22.10. 2012 (Disit nº 07); Solução de Consulta nº 192, de 13.07 2012 (Disit nº 08); Solução de Consulta nº 48, de 29.03 2012 (Disit nº 10); e Solução de Consulta nº 335, de 21.12. 2011 (Disit nº 08).


Nesse sentido, observa-se que a legislação tributária acerca de benefícios fiscais deve ser

interpretada literalmente 58, o que força conclusão no sentido de que, feita a incorporação dos ativos

no patrimônio da acessante, é atendido o requisito exigido pela lei, independentemente de haver a

transferência posterior.

Toda a argumentação de viés teleológico desenvolvida acima, aliás, aponta para essa

conclusão. Com efeito, não obstante a circunstância das instalações serem ou não vinculadas

posteriormente ao patrimônio da concessionária de transmissão ou distribuição acessada, a fruição do

benefício ao REIDI para a sua implantação atingiu perfeitamente às finalidades que levaram à

instituição do benefício, tendo em vista que incentivou o agente privado a investir no setor de

infraestrutura, garantindo-lhe investimentos menos onerosos e, logo, mais atrativos; e, ao final,

contribuiu para o desenvolvimento da infraestrutura nacional com a viabilização de mais um projeto.

O mesmo raciocínio, no entanto, não se aplica à situação que envolve a execução pela

acessante das obras relativas às instalações cujo ônus de sua execução pertence originalmente à

concessionária acessada.

Neste ponto, é de alta relevância destacar que a hipótese ora tratada não se confunde com a

execução pelo gerador acessante das instalações de responsabilidade da concessionária de transmissão

acessada, mas cujo ônus financeiro sempre pertenceu ao primeiro. Com efeito, nesses casos, previstos

no § 5º, do artigo 7º e § 1º, do artigo 7º-A, da REN ANEEL nº 67/2004, a princípio, a execução das

referidas instalações é da concessionária de transmissão, cabendo ao acessante optar entre efetuar o

pagamento ou implementá-las diretamente e transferi-las à concessionária acessada em seguida. Note-

se que o ônus pela instalação cabe sempre ao acessante, motivo pelo qual se aplicam à hipótese todas

as conclusões atingidas ao longo do artigo.

Contudo, há casos em que, inversamente, para ganhar tempo, o acessante executa obras de

instalações cuja responsabilidade, financeira inclusive, é originalmente da concessionária, seja ela de

distribuição ou transmissão. Isso, aliás, tem previsão expressa no art. 17, § 1º, da REN ANEEL nº

506/2012, que versa sobre o acesso aos sistemas de distribuição.

58 Cf. artigo 111, inciso I, do CTN.

Assim, em que pesem eventuais controvérsias e os riscos existentes em face das manifestações já

apresentadas pela RFB, conclui-se que há bons argumentos para defender que os empreendedores

de geração podem se beneficiar do REIDI também para as aquisições relativas à implantação dos

respectivos pontos de conexão e instalações associadas, previstas nos §§ 2º e 5º, do artigo 7º e § 1º,

do artigo 7º-A, da REN ANEEL nº 67/2004; bem como nos incisos II e III, do artigo14, da REN

ANEEL nº 506/2012.


Pois bem, nessas circunstâncias, não é razoável concluir que referidas instalações integram o

projeto de infraestrutura, uma vez que, inversamente do que ocorre no caso daquelas previstas nos §§

2º e 5º, do artigo 7º e § 1º, do artigo 7º-A, da REN ANEEL nº 67/2004; bem como nos incisos II e III,

do artigo 14, da REN ANEEL nº 506/2012, sua implantação não constitui um custo a ser realizado pelo

acessante, mas pela concessionária acessada.

O fato de ser exercida pelo acessante a faculdade de executar sua implantação direta para

compatibilizar os prazos necessários à entrada em operação das suas unidades geradoras,

evidentemente não altera essa situação.

Ademais, as instalações a que se refere à hipótese em exame consistem em acréscimos àquelas

já pertencentes às concessionária de distribuição ou transmissão acessada e, desta maneira,

incorporam-se diretamente ao seu patrimônio.

Assim, não há a passagem de tais ativos pelo ativo imobilizado do acessante, o que frustra a

tese segundo a qual este acessante faria jus aos benefícios do REIDI pelo fato de ter sido atendida

literalmente a condição estabelecida na legislação aplicável.

Ou seja, parece ficar bem caracterizado que essas instalações são acrescidas diretamente ao

patrimônio da concessionária acessada que, aliás, arca com os custos correspondentes, integrando,

assim, projeto diverso do empreendimento de geração, o que dificulta a caracterização desses ativos

como essenciais ao projeto de geração e, consequentemente, força conclusão no sentido de que as

aquisições e importações de bens, serviços e locações necessários à sua implantação não são passíveis

de apropriação do REIDI.


SUPRIMENTO

Esta seção apresenta: (i) balanço estrutural de energia; (ii) atrasos na construção de nova oferta para o

horizonte 2014-2018; e (iii) atrasômetro – acompanhamento do histórico de atrasos.

Premissas do balanço estrutural de energia

Em linhas gerais, o balanço estrutural de energia desta edição considera: (i) nova metodologia

desenvolvida pela PSR para o cálculo da oferta estrutural, que considera o mecanismo do CVaR e o

Custo Marginal de Expansão; (ii) incorporação dos atrasos por parte da oferta; (iii) restrições de

transmissão; (iv) redução da oferta das “pequenas usinas”; e (v) impacto do fator de fricção nas

hidrelétricas. Cada um destes aspectos é descrito a seguir.

Metodologia desenvolvida pela PSR em Janeiro de 2011

Até 2010, a oferta estrutural de energia do Energy Report era calculada somando-se os certificados de

garantia física de cada usina hidrelétrica e termelétrica. Como estes certificados eram calculados com

critério de risco de déficit, o balanço estrutural obtido com este procedimento permitia avaliar se o

risco de déficit estrutural era maior ou menor que 5%, dependendo se a oferta era menor ou maior

que a demanda, respectivamente.

A PSR identificou duas deficiências nesta metodologia59. A primeira é referente ao tratamento dado às

restrições de transmissão entre os subsistemas no cálculo dos certificados, uma vez que a simulação do

despacho hidrotérmico é realizada considerando as expansões de intercâmbio necessárias para

eliminar estruturalmente estas restrições. Como resultado, a oferta estrutural do sistema não

considerava as restrições de transmissão conjunturais do sistema, que aumentaram nos últimos anos

devido à maior contratação de energia termelétrica e eólica na região Nordeste nos leilões de energia

nova.

A segunda deficiência da metodologia é resultado da alteração do critério de suprimento ocorrida em

2008, que passou de risco de déficit igual a 5% para igualdade entre Custo Marginal de Operação

(CMO) e Custo Marginal de Expansão (CME)60. Isto significa que o risco de déficit, que antes era um

dado de entrada, passou a ser um resultado do processo de cálculo da oferta estrutural. O primeiro

leilão de energia nova com este critério foi o A-3 de 2008, onde a garantia física foi calculada com

CME igual a 146 R$/MWh, o que resultava em um risco de déficit em torno de 3%. Sendo assim, a

partir de 2011, se a soma de certificados fosse igual à demanda não poderíamos mais afirmar qual o

risco de déficit estrutural, sendo possível apenas dizer que estaria entre 3% e 5%.

Com isto, em janeiro de 2011 a PSR aperfeiçoou a metodologia do cálculo da oferta estrutural de

energia, que passou representar o efeito das restrições de transmissão – em particular, dos limites de

exportação a partir da região Nordeste – na capacidade de suprimento de energia. Adicionalmente, o

critério de segurança de suprimento associado à oferta estrutural passou a ter dois níveis de risco de

59 Para maiores detalhes ver a Edição 49 - Janeiro 2011: O Suprimento da Demanda Máxima. 60 Para maiores detalhes ver a Edição 20 - Agosto 2008: O novo critério de garantia de suprimento de energia.


déficit anual, 3% e 5%61. Com isso, a interpretação dos balanços estruturais passou a ser: (i) se a

demanda de energia estiver abaixo da oferta estrutural de 3%, conclui-se que o suprimento está

“folgado”, e que seria possível atender sem maiores preocupações uma demanda adicional dada pela

diferença entre oferta e demanda; (ii) se a demanda estiver entre a oferta de 3% e a de 5%, o

suprimento ainda está confortável, mas a taxa de crescimento da demanda e os atrasos na construção

de nova capacidade devem ser monitorados com mais atenção; e (iii) se a demanda exceder a oferta de

5%, o limite superior do critério de segurança não estaria sendo atendido.

Nova metodologia

A metodologia utilizada pela PSR ainda possuía uma deficiência: a simulação do despacho

hidrotérmico para o cálculo da oferta estrutural era diferente da operação real do sistema. Isto ocorria

porque o ONS operava o sistema utilizando o Procedimento Operativo de Curto Prazo (POCP),

fazendo com que os riscos de déficit implícitos no balanço estrutural estivessem superestimados. Por

outro lado, o CMO resultante da operação com POCP seria maior que o CME, mesmo que o sistema

estivesse em equilíbrio.

Em setembro de 2013, o despacho hidrotérmico passou a ser realizado considerando o mecanismo de

aversão ao risco CVaR62. Adicionalmente, a garantia física dos empreendimentos passaria a ser

calculada com o objetivo de igualar o CMO e o CME, considerando o critério de risco do CVaR. Isto

permitiu compatibilizar os critérios de planejamento e operação do sistema63. No segundo leilão A-5

de 2013, realizado em dezembro, a garantia física das usinas foi calculada pela primeira vez

considerando esta nova metodologia. Na ocasião foi utilizado um CME de 102 R$/MWh, valor obtido

do PDE 2021 desenvolvido pela EPE, o que resultou em um risco de déficit implícito de 0,4% para o

Sudeste.

Devido a esta alteração no cálculo da garantia física dos empreendimentos, a partir da edição de Abril

do Energy Report, a PSR passará a utilizar um novo procedimento para o cálculo da oferta estrutural

do sistema. A metodologia continua sendo baseada no cálculo, por simulação, da máxima demanda

que atende o critério de segurança de suprimento, cujo detalhe se encontra na Nota Técnica PSR

“Metodologia para determinação da capacidade estrutural de suprimento de energia”, disponível no

portal da PSR (www.psr-inc.com, seção “publicações”). A diferença é que a simulação será realizada

considerando a metodologia de aversão ao risco CVaR e o critério de suprimento será a igualdade

entre CMO e CME. Os riscos de déficit estruturais passarão a ser um resultado do processo de cálculo.

No balanço estrutural calculado com esta nova metodologia, uma oferta menor que a demanda

significa que o CMO estrutural do sistema é maior que o CME. Isto indica que estruturalmente seria

mais econômico para o consumidor contratar nova capacidade de expansão do que atender a

demanda com os recursos existentes. Se houver lastro no sistema suficiente para atender 100% da

demanda, o que pode ser verificado comparando a demanda do sistema com a soma de certificados de

61 Estes riscos de 3% e 5% podem ser interpretados como a faixa de variação do nível de segurança implícito no atual critério de suprimento, que é baseado em conceitos econômicos (igualdade do valor esperado do custo marginal de curto prazo, calculado pelos modelos de simulação, com um parâmetro definido pelo governo, que é o custo marginal de longo prazo). 62 Para maiores detalhes ver a Edição 79 - Julho 2013: Tudo o que você sempre quis saber sobre risco na política operativa. 63 Para maiores detalhes sobre a compatibilização entre planejamento e operação ver “Cálculo da Garantia Física Total do Sistema Considerando Restrições de Aversão ao Risco” (P. Ávila et al), disponível em www.psr-inc.com, seção “publicações”.


garantia física – lembrando que eles possuem distintos critérios de suprimento (risco de 5%, CMO =

CME = 146 R$/MWh, CMO = CME = 102 R$/MWh, etc) –, um déficit estrutural de energia indica a

necessidade de contratação de energia de reserva para atender o critério de suprimento.

O balanços estruturais calculados nesta edição foram ajustados para CME igual a 108 R$/MWh,

último valor oficial, de acordo com o PDE 2022 elaborado pela EPE e divulgado em janeiro de 2014.

Assim como nas versões anteriores do ER, será apresentado o impacto do “fator de fricção” na oferta

estrutural do sistema.

Incorporação dos atrasos na oferta de geração

A tabela a seguir apresenta a relação das usinas atrasadas e frustradas, com as respectivas datas de

entrada: (i) do contrato; (ii) no PMO; e (iii) em nosso caso de referência.

Tabela 1 – Relação das usinas atrasadas (cenário PSR)

Usina Tipo Fonte UF Potência (MW)

Garantia Física

(MWmed)

Entrada em Operação

Cronograma do Leilão

PMO Junho-14 Cenário PSR

Belo Monte C. UHE Hidro PA 233 152 Mar-15 Mar-15 Mar-16

Jirau UHE Hidro RO 3750 2185 Jan-13 Jun-14 Jun-14

Teles Pires UHE Hidro MT/PA 1820 915 Apr-15 Abr-15 Jan-16

Belo Monte UHE Hidro PA 11000 4419 Jan-16 Apr-16 Abr-17

São Roque UHE Hidro SC 135 91 Jan-16 Out-16 Abr-17

Baixo Iguaçu UHE Hidro PR 350 179 Jan-13 Jun-16 Jan-17

Santo Antônio UHE Hidro RO 3150 2218 Dez-12 Jun-14 Jun-14

Cachoeira Caldeirão UHE Hidro AP 219 130 Jan-17 Jan-17 Jan-17

Sinop UHE Hidro MT 400 240 Jan-18 Jan-18 Jul-18

Salto Apiacás UHE Hidro MT 45 23 Jan-18 Jan-18 Jul-18

São Manoel UHE Hidro MT/PA 700 421 Maio-18 Jan-18 Jan-19

De acordo com o PMO de junho/2014 do ONS, as UHEs Santo Antônio e Jirau possuem, respectivamente, 1.854 MW e 600 MW de capacidade instalada em operação.

Restrições de transmissão

Devido à incerteza quanto à realização de reforços na transmissão e equacionamento das restrições de

intercâmbio, serão apresentados dois balanços estruturais: (i) considerando os reforços nos

intercâmbios indicados no PMO de maio de 2014; e (ii) considerando os reforços necessários para

eliminar as restrições de intercâmbio a partir de 2017. No procedimento para o cálculo da oferta

estrutural do primeiro caso é mantida a proporcionalidade entre as cargas de cada subsistema, sendo o

processo de convergência finalizado quando o CMO de pelo menos um subsistema for igual ao CME.

Em outras palavras, após o cálculo da oferta estrutural do sistema, se houver restrições de transmissão

o CMO do subsistema estruturalmente importador será igual ao CME, enquanto os demais

subsistemas terão CMO menor.

No segundo caso a oferta estrutural é calculada permitindo que a proporção das cargas Sudeste/Sul e

Nordeste/Norte seja diferente, o que emula uma expansão da capacidade de intercâmbio entre estas


regiões. O processo de convergência do cálculo da oferta termina quando o CMO médio de cada uma

destas duas sub-regiões for igual ao CME. A diferença entre a oferta estrutural dos dois balanços

permite avaliar o benefício energético para o sistema de uma ampliação na capacidade de intercâmbio

entre estas regiões.

Representação das pequenas usinas

Nosso balanço estrutural de energia e de ponta para o SIN considera as seguintes premissas para o

montante de geração das “pequenas usinas”:

Usinas existentes: mesmo montante do PMO de maio

Usinas futuras: premissa de atraso na entrada em operação dos empreendimentos eólicos, UTEs a

biomassa e PCHs leiloadas.;

Usinas eólicas futuras: redução de 15% na geração esperada.

A tabela a seguir apresenta a relação dos empreendimentos eólicos atrasados.

Tabela 2 – Relação dos empreendimentos eólicos atrasados (cenário PSR)

Usina UF SubmercadoPotência

(MW)

Garantia

Física

(MWmed)

Status

*Situação ANEEL

(Obras)

Previsão

SFG/ANEELLeilão

Cronograma

do Leilão

PMO

Junho/2014

(ONS)

Premissa

PSR

ARARAS CE NE 30 13 Amarela NI May‐15 LER 2009 Jul‐12 Jun‐15 Dec‐15

COQUEIROS CE NE 27 12 Verde EC Mar‐15 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

GARÇAS CE NE 30 13 Verde EC Mar‐15 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

LAGOA SECA CE NE 20 8 Verde EC Mar‐15 LER 2009 Jul‐12 May‐15 Aug‐15

VENTO DO OESTE CE NE 20 8 Verde EC Mar‐15 LER 2009 Jul‐12 May‐15 Aug‐15

COLÔNIA CE NE 19 8 Verde EC Jun‐14 LER 2009 Jul‐12 Jul‐14 Oct‐14

TAÍBA ÁGUIA CE NE 23 11 Verde EC Jun‐14 LER 2009 Jul‐12 Jul‐14 Oct‐14

TAÍBA ANDORINHA CE NE 15 7 Verde EC Jun‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

REI DOS VENTOS 1 RN NE 49 22 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Jul‐14 Oct‐14

FAÍSA II CE NE 25 10 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

FAÍSA V CE NE 27 9 Verde EC Aug‐14 LER 2009 Jul‐12 Sep‐14 Dec‐14

ALVORADA BA NE 8 4 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

CANDIBA BA NE 9 4 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

GUANAMBI BA NE 17 8 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

GUIRAPÁ BA NE 27 14 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

IGAPORÃ BA NE 30 14 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

ILHÉUS BA NE 11 5 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

LICÍNIO DE ALMEIDA BA NE 23 11 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

NOSSA SENHORA DA CONCEIÇÃO BA NE 24 12 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

PAJEÚ DO VENTO BA NE 24 12 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

PINDAÍ BA NE 23 11 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

PLANALTINA BA NE 26 12 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

PORTO SEGURO BA NE 6 3 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

RIO VERDE BA NE 30 17 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

SERRA DO SALTO BA NE 15 7 Verde EC Jul‐14 LER 2009 Jul‐12 Aug‐14 Nov‐14

SERRA DE SANTANA I RN NE 20 10 Amarela EC May‐15 LER 2010 Jan‐13 Jun‐15 Sep‐15

SERRA DE SANTANA II RN NE 29 14 Amarela EC May‐15 LER 2010 Jan‐13 Jun‐15 Sep‐15

SERRA DE SANTANA III RN NE 29 13 Amarela EC May‐15 LER 2010 Jan‐13 Jun‐15 Sep‐15

ASA BRANCA I RN NE 30 13 Verde EC Mar‐15 LFA 2010 Jan‐13 Apr‐15 Jul‐15

ASA BRANCA II RN NE 30 13 Verde EC Mar‐15 LFA 2010 Jan‐13 Apr‐15 Jul‐15

ASA BRANCA III RN NE 30 13 Verde EC Mar‐15 LFA 2010 Jan‐13 Apr‐15 Jul‐15

EURUS IV RN NE 30 14 Verde EC Mar‐15 LFA 2010 Jan‐13 Apr‐15 Jul‐15

FAROL RN NE 20 10 Verde EC Mar‐15 LFA 2010 Jan‐13 Apr‐15 Jul‐15

JUREMAS RN NE 16 8 Verde EC Mar‐15 LFA 2010 Jan‐13 Apr‐15 Jul‐15

MACACOS RN NE 21 10 Verde EC Mar‐15 LFA 2010 Jan‐13 Apr‐15 Jul‐15

VENTO FORMOSO CE NE 30 14 Amarela EC Nov‐15 LFA 2010 Jan‐13 Dec‐15 Mar‐16

VENTOS DE TIANGUÁ CE NE 30 13 Amarela EC Nov‐15 LFA 2010 Jan‐13 Dec‐15 Mar‐16

VENTOS DE TIANGUÁ NORTE CE NE 30 14 Amarela EC Nov‐15 LFA 2010 Jan‐13 Dec‐15 Mar‐16

VENTOS DO MORRO DO CHAPÉU CE NE 30 13 Amarela EC Nov‐15 LFA 2010 Jan‐13 Dec‐15 Mar‐16



(MW)

Garantia

Física

(MWmed)

Status

*Situação ANEEL

(Obras)

Previsão

SFG/ANEELLeilão

Cronograma

do Leilão

PMO

Junho/2014

(ONS)

Premissa

PSR

VENTOS DO PARAZINHO CE NE 30 14 Amarela EC Nov‐15 LFA 2010 Jan‐13 Dec‐15 Mar‐16

PARQUE EÓLICO DOS ÍNDIOS 2 RS S 28 11 Verde NI Oct‐14 LER 2011 Jul‐14 Sep‐14 Mar‐15

ANGICAL BA NE 16 6 Verde EC Jun‐15 LER 2011 Jul‐14 Jul‐15 Oct‐15

CAITITU BA NE 21 11 Amarela EC Jun‐15 LER 2011 Jul‐14 Jul‐15 Oct‐15

COQUEIRINHO BA NE 22 14 Amarela EC Jun‐15 LER 2011 Jul‐14 Jul‐15 Oct‐15

CORRUPIÃO BA NE 22 14 Verde EC Jun‐15 LER 2011 Jul‐14 Jul‐15 Oct‐15

INHAMBU BA NE 26 16 Amarela NI Jun‐15 LER 2011 Jul‐14 Jul‐15 Jan‐16

TAMANDUÁ MIRIM BA NE 24 14 Amarela NI Jun‐15 LER 2011 Jul‐14 Jul‐15 Jan‐16

TEIU BA NE 18 8 Verde EC Jun‐15 LER 2011 Jul‐14 Jul‐15 Oct‐15

CAIÇARA 2 RN NE 29 15 Amarela EC Apr‐15 LER 2011 Jul‐14 Nov‐15 Feb‐16

CAIÇARA DO NORTE 1 RN NE 29 14 Amarela EC Sep‐15 LER 2011 Jul‐14 Nov‐15 Feb‐16

PARQUE EÓLICO LANCHINHA RN NE 28 13 Amarela NI May‐15 LER 2011 Jul‐14 Jun‐15 Dec‐15

PARQUE EÓLICO PELADO RN NE 20 9 Amarela NI May‐15 LER 2011 Jul‐14 Jun‐15 Dec‐15

VENTOS DE SANTO URIEL RN NE 16 9 Verde NI Mar‐15 LER 2011 Jul‐14 Apr‐15 Oct‐15

FAMOSA I RN NE 23 11 Amarela EC Jul‐15 LER 2011 Jul‐14 Aug‐15 Nov‐15

PAU BRASIL CE NE 15 8 Amarela EC Jul‐15 LER 2011 Jul‐14 Aug‐15 Nov‐15

ROSADA RN NE 30 13 Amarela NI Jul‐15 LER 2011 Jul‐14 Aug‐15 Feb‐16

SÃO PAULO CE NE 18 8 Amarela NI May‐15 LER 2011 Jul‐14 Aug‐15 Feb‐16

MALHADINHA 1 CE NE 22 13 Verde EC Nov‐15 LER 2011 Jul‐14 Dec‐15 Mar‐16

MIASSABA 4 RN NE 29 14 Amarela NI Oct‐15 LER 2011 Jul‐14 Nov‐15 May‐16

SANTA HELENA RN NE 30 16 Verde EC Mar‐15 LER 2011 Jul‐14 Apr‐15 Jul‐15

SM RN NE 30 16 Verde EC Mar‐15 LER 2011 Jul‐14 Apr‐15 Jul‐15

VENTOS DE SANTA ROSA CE NE 30 14 Amarela EC Nov‐15 LER 2011 Jul‐14 Dec‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTO INÁCIO CE NE 30 13 Amarela EC Nov‐15 LER 2011 Jul‐14 Dec‐15 Mar‐16

VENTOS DE SÃO GERALDO CE NE 30 15 Amarela EC Nov‐15 LER 2011 Jul‐14 Dec‐15 Mar‐16

VENTOS DE SEBASTIÃO CE NE 30 13 Amarela EC Nov‐15 LER 2011 Jul‐14 Dec‐15 Mar‐16

CARCARÁ I RN NE 29 16 Verde EC Oct‐14 LER 2011 Jul‐14 Mar‐15 Jun‐15

CARNAÚBAS RN NE 27 13 Amarela EC May‐15 LER 2011 Jul‐14 Aug‐15 Nov‐15

REDUTO RN NE 29 14 Amarela EC May‐15 LER 2011 Jul‐14 Aug‐15 Nov‐15

SANTO CRISTO RN NE 29 15 Amarela EC May‐15 LER 2011 Jul‐14 Aug‐15 Nov‐15

SÃO JOÃO RN NE 29 14 Amarela EC May‐15 LER 2011 Jul‐14 Aug‐15 Nov‐15

IBIRAPUITÃ I RS S 30 10 Verde EC Nov‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Dec‐14 Mar‐15

CHUÍ I RS S 24 10 Amarela NI May‐15 A‐3 2011 Mar‐14 Jun‐15 Dec‐15

CHUÍ II RS S 22 9 Amarela NI May‐15 A‐3 2011 Mar‐14 Jun‐15 Dec‐15

CHUÍ IV RS S 22 9 Amarela NI May‐15 A‐3 2011 Mar‐14 Jun‐15 Dec‐15

CHUÍ V RS S 30 12 Amarela NI May‐15 A‐3 2011 Mar‐14 Jun‐15 Dec‐15

MINUANO I RS S 22 9 Amarela NI Mar‐15 A‐3 2011 Mar‐14 Jun‐15 Dec‐15

MINUANO II RS S 24 10 Amarela NI Mar‐15 A‐3 2011 Mar‐14 Jun‐15 Dec‐15

VERACE I RS S 20 8 Verde EC Oct‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Apr‐15 Jul‐15

VERACE II RS S 20 8 Verde EC Oct‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Apr‐15 Jul‐15

VERACE III RS S 26 11 Verde EC Oct‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Jan‐15 Apr‐15

VERACE IV RS S 30 13 Verde EC Oct‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Jan‐15 Apr‐15

VERACE V RS S 30 12 Verde EC Dec‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Apr‐15 Jul‐15

VERACE VI RS S 18 8 Verde EC Oct‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Apr‐15 Jul‐15

DELTA DO PARNAÍBA PI NE 29 15 Verde EC Aug‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Sep‐14 Dec‐14

PORTO DAS BARCAS PI NE 29 15 Verde EC Oct‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Nov‐14 Feb‐15

TACAICÓ PE NE 18 9 Verde EC Sep‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Oct‐14 Jan‐15

SANTO ANTÔNIO DE PÁDUA CE NE 16 8 Verde EC Nov‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Dec‐14 Mar‐15

SÃO JORGE CE NE 28 13 Verde EC Nov‐14 A‐3 2011 Mar‐14 Dec‐14 Mar‐15

BORGO BA NE 19 10 Verde EC May‐15 A‐3 2011 Mar‐14 Jul‐15 Oct‐15

ESPIGÃO BA NE 10 5 Verde EC May‐15 A‐3 2011 Mar‐14 Jul‐15 Oct‐15

PELOURINHO BA NE 22 12 Verde EC May‐15 A‐3 2011 Mar‐14 Jul‐15 Oct‐15

PILÕES BA NE 29 16 Verde EC May‐15 A‐3 2011 Mar‐14 Jul‐15 Oct‐15

SERRA DO ESPINHAÇO BA NE 18 9 Verde EC May‐15 A‐3 2011 Mar‐14 Jul‐15 Oct‐15

Cabo Verde 3 (AntigaForça 1) RS S 22 10 Amarela NI Sep‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

Cabo Verde 2 (Antiga Força 2) RS S 28 12 Amarela NI Nov‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

Cabo Verde (Antiga Força 3) RS S 22 10 Amarela NI Nov‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

PARQUE EÓLICO DOS ÍNDIOS 3 RS S 22 9 Amarela NI Sep‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Sep‐15 Mar‐16

PONTAL 3 B RS S 26 11 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DA ANDORINHA BA NE 30 16 Amarela EC Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16



(MW)

Garantia

Física

(MWmed)

Status

*Situação ANEEL

(Obras)

Previsão

SFG/ANEELLeilão

Cronograma

do Leilão

PMO

Junho/2014

(ONS)

Premissa

PSR

VENTOS DE CAMPO FORMOSO I BA NE 30 16 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DE CAMPO FORMOSO II BA NE 30 16 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DE MORRINHOS BA NE 30 15 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DO SERTÃO BA NE 30 16 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

CATAVENTOS EMBUACA CE NE 12 7 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

GOIABEIRA CE NE 19 10 Amarela NI Nov‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DE HORIZONTE CE NE 14 7 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

JANDAIA CE NE 29 14 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

SÃO JANUÁRIO CE NE 19 9 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

UBATUBA CE NE 13 6 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

JANDAIA I CE NE 19 10 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

NOSSA SENHORA DE FÁTIMA CE NE 29 13 Amarela NI Aug‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

PITOMBEIRA CE NE 27 14 Amarela NI Sep‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

SANTA CATARINA CE NE 16 9 Amarela NI Oct‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

SÃO CLEMENTE CE NE 19 9 Amarela NI Oct‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

CAIÇARA I CE NE 31 15 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

CAIÇARA II CE NE 20 10 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

JUNCO I CE NE 31 13 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

JUNCO II CE NE 31 13 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

BAIXA DO FEIJÃO I RN NE 30 15 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

BAIXA DO FEIJÃO II RN NE 30 14 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

BAIXA DO FEIJÃO III RN NE 30 14 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

BAIXA DO FEIJÃO IV RN NE 30 14 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

MACAMBIRA I RN NE 20 10 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

MACAMBIRA II RN NE 18 9 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

PARQUE EÓLICO CABEÇO PRETO III RN NE 29 14 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

PARQUE EÓLICO CABEÇO PRETO V RN NE 29 14 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

PARQUE EÓLICO CABEÇO PRETO VI RN NE 20 10 Amarela NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

CARCARÁ 2 RN NE 29 15 Verde EC Sep‐14 A‐5 2011 Jan‐16 Mar‐15 Jun‐15

TERRAL RN NE 29 16 Verde NI Nov‐14 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

MORRO DOS VENTOS II RN NE 29 15 Verde NI Jan‐16 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

MARCO DOS VENTOS 1 MA N 29 16 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

MARCO DOS VENTOS 2 MA N 29 16 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2011 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

Granja Vargas 1 RS S 28 12 Amarela NI Jan‐17 A‐5 2012 Jan‐17 Jan‐17 Jul‐17

DOIS RIACHOS BA NE 30 14 Amarela NI Jan‐17 A‐5 2012 Jan‐17 Jan‐17 Jul‐17

SÃO SALVADOR BA NE 22 11 Amarela NI Jan‐17 A‐5 2012 Jan‐17 Jan‐17 Jul‐17

VENTOS DO NORTE 1 MA N 29 17 Amarela NI Dec‐15 A‐5 2012 Jan‐17 Jan‐17 Jul‐17







Cabo Verde 4 RS S 30 10 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Cabo Verde 5 RS S 16 5 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Granja Vargas 2 RS S 18 7 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Granja Vargas 3 RS S 16 6 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Assuruá II BA NE 30 15 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Assuruá V BA NE 20 10 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Assuruá VII BA NE 18 9 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Caetité A BA NE 30 12 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Caetité B BA NE 30 11 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Baraúnas I BA NE 30 12 Amarela NI Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Esperança BA NE 30 15 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Damascena BA NE 30 17 Amarela NI Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Maniçoba BA NE 30 16 Amarela NI Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

ACAUÃ BA NE 12 3 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Aug‐15 Feb‐16

ANGICAL 2 BA NE 14 5 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Aug‐15 Feb‐16

ARAPAPÁ BA NE 10 2 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Aug‐15 Feb‐16

CAITITU 2 BA NE 14 5 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Aug‐15 Feb‐16

CAITITU 3 BA NE 14 5 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

CARCARÁ BA NE 10 5 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

CORRUPIÃO 3 BA NE 14 4 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

TEIÚ 2 BA NE 14 4 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Aug‐15 Feb‐16

BOM JESUS CE NE 18 8 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

CACHOEIRA CE NE 12 5 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

PITIMBU CE NE 18 7 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

SÃO CAETANO CE NE 25 11 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

SÃO CAETANO I CE NE 18 8 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

SÃO GALVÃO CE NE 22 10 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16



(MW)

Garantia

Física

(MWmed)

Status

*Situação ANEEL

(Obras)

Previsão

SFG/ANEELLeilão

Cronograma

do Leilão

PMO

Junho/2014

(ONS)

Premissa

PSR

CARNAÚBA I RN NE 22 9 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

CARNAÚBA II RN NE 18 7 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

CARNAÚBA III RN NE 16 8 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Carnaúba V RN NE 24 10 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Cervantes I RN NE 16 7 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

CERVANTES II RN NE 12 6 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

PUNAÚ I RN NE 24 11 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Mussambê BA NE 30 12 Amarela ‐ Aug‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Morro Branco I BA NE 30 13 Amarela NI Aug‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Abil BA NE 24 11 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Acácia BA NE 16 7 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Angico BA NE 8 4 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Folha de Serra BA NE 21 10 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Jabuticaba BA NE 9 5 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Jacaranda do cerrado BA NE 21 10 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Taboquinha BA NE 22 10 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Tabua BA NE 15 7 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

Vaqueta BA NE 23 11 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA BRIGIDA I PE NE 14 7 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA BRIGIDA II PE NE 30 15 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA BRIGIDA III PE NE 30 14 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA BRIGIDA IV PE NE 30 14 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA BRIGIDA V PE NE 30 15 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA BRIGIDA VI PE NE 30 15 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA BRIGIDA VII PE NE 30 15 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA JOANA II PI NE 30 15 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA JOANA IX PI NE 30 16 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA JOANA VI PI NE 30 15 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA JOANA VIII PI NE 30 16 Amarela ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA JOANA X PI NE 30 16 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA JOANA XI PI NE 30 16 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA JOANA XII PI NE 30 17 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA JOANA XIII PI NE 30 16 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA JOANA XIV PI NE 30 15 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA JOANA XV PI NE 30 16 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTA JOANA XVI PI NE 30 17 ‐ ‐ ‐ LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTO ONOFRE I PI NE 30 16 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTO ONOFRE II PI NE 30 17 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

VENTOS DE SANTO ONOFRE III PI NE 30 17 Amarela ‐ Sep‐15 LER 2013 Sep‐15 Sep‐15 Mar‐16

CAPÃO DO INGLÊS RS S 10 4 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

CHUÍ 09 RS S 20 8 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

COXILHA SECA RS S 30 12 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

CURUPIRA RS S 25 10 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

PONTAL 2A RS S 22 7 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

FAZENDA VERA CRUZ RS S 23 9 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

GALPÕES RS S 8 3 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

POVO NOVO RS S 8 3 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VERACE 24 RS S 22 9 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16










CAETITÉ C BA NE 15 4 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

SERRA DAS VACAS I PE NE 30 12 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

SERRA DAS VACAS II PE NE 30 10 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

SERRA DAS VACAS III PE NE 30 11 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

SERRA DAS VACAS IV PE NE 30 11 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

COQUEIRINHO 2 BA NE 20 9 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

PAPAGAIO BA NE 18 5 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

ITAREMA I CE NE 28 17 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

ITAREMA II CE NE 30 15 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

ITAREMA III CE NE 14 9 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

ITAREMA V CE NE 26 12 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DE GUARÁS I BA NE 30 16 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DE SANTA JOANA I PI NE 30 15 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16



(MW)

Garantia

Física

(MWmed)

Status

*Situação ANEEL

(Obras)

Previsão

SFG/ANEELLeilão

Cronograma

do Leilão

PMO

Junho/2014

(ONS)

Premissa

PSR

VENTOS DE SANTA JOANA III PI NE 30 14 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DE SANTA JOANA IV PI NE 30 14 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DE SANTA JOANA V PI NE 30 14 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DE SANTA JOANA VII PI NE 30 15 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DE SANTO AUGUSTO III PI NE 30 16 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DE SANTO AUGUSTO IV PI NE 30 16 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

VENTOS DE SANTO AUGUSTO V PI NE 30 16 ‐ ‐ ‐ A‐3 2013 Jan‐16 Jan‐16 Jul‐16

ARARA AZUL RN NE 28 11 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

BENTEVI RN NE 15 6 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

OURO VERDE I RN NE 28 11 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

OURO VERDE II RN NE 30 11 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

OURO VERDE III RN NE 25 9 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Banda de Couro BA NE 30 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Baraúnas II BA NE 22 8 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

BONS VENTOS CACIMBAS 2 CE NE 25 10 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18





Itaguaçu da Bahia BA NE 28 14 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos de Santa Luiza BA NE 28 14 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos de Santa Madalena BA NE 28 15 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos de Santa Marcella BA NE 28 14 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos de Santa Vera BA NE 28 15 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos de Santo Antonio BA NE 28 16 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos de São Bento BA NE 28 14 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos de São Cirilo BA NE 28 15 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos de São João BA NE 28 15 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos de São Rafael BA NE 28 14 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Assuruá I BA NE 30 12 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Assuruá VI BA NE 30 14 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Capoeiras I BA NE 26 12 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Capoeiras II BA NE 30 14 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Curral de Pedras III BA NE 30 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Curral de Pedras IV BA NE 20 9 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Aroeira RN NE 30 11 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Jericó RN NE 30 12 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Umbuzeiros RN NE 30 12 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Casa Nova II BA NE 28 7 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Casa Nova III BA NE 24 6 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Pedra Cheirosa CE NE 26 14 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Pedra Cheirosa II CE NE 24 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

UMBURANAS 1 BA NE 27 15 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

















Aventura I RN NE 26 11 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Cabeço Vermelho RN NE 30 15 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Cabeço Vermelho II RN NE 20 9 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

TAMANDUÁ MIRIM 2 BA NE 24 8 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

CATANDUBA I RN NE 30 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

CATANDUBA II RN NE 30 12 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Porto do Delta PI NE 30 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Testa Branca I PI NE 30 15 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

SANTA ROSA CE NE 20 8 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

UIRAPURU CE NE 28 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos de Angelim CE NE 24 10 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18



(MW)

Garantia

Física

(MWmed)

Status

*Situação ANEEL

(Obras)

Previsão

SFG/ANEELLeilão

Cronograma

do Leilão

PMO

Junho/2014

(ONS)

Premissa

PSR

VENTOS DE SANTO AUGUSTO I PI NE 16 8 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

VENTOS DE SANTO AUGUSTO II PI NE 30 16 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

VENTOS DE SANTO AUGUSTO VI PI NE 30 16 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

VENTOS DE SANTO AUGUSTO VII PI NE 16 8 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

VENTOS DE SANTO AUGUSTO VIII PI NE 16 9 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

VENTOS DE SANTO ESTEVÃO I PE NE 30 17 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

VENTOS DE SANTO ESTEVÃO II PE NE 30 15 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

VENTOS DE SANTO ESTEVÃO III PE NE 30 16 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

VENTOS DE SANTO ESTEVÃO V PE NE 30 15 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Serra do Mel I RN NE 28 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Serra do Mel II RN NE 28 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Serra do Mel III RN NE 28 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

União dos Ventos 15 RN NE 30 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18


Ventos da Bahia II BA NE 30 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos da Bahia IV BA NE 12 6 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Ventos da Bahia VIII BA NE 30 13 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18




Vila Amazonas V RN NE 30 15 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Vila Pará I RN NE 30 14 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Vila Pará II RN NE 30 14 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Vila Pará III RN NE 30 14 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Aura Mangueira IV RS S 22 10 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Aura Mangueira VI RS S 28 12 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Aura Mangueira XI RS S 10 4 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Aura Mangueira XII RS S 16 7 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Aura Mangueira XIII RS S 14 6 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Aura Mangueira XV RS S 18 8 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Aura Mangueira XVII RS S 14 6 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Aura Mirim IV RS S 14 6 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Aura Mirim VI RS S 8 3 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Aura Mirim VIII RS S 8 3 ‐ ‐ ‐ A‐5 2013 May‐18 May‐18 Nov‐18

Balanço estrutural de energia

A partir das premissas estabelecidas pela PSR (apresentadas acima), a figura a seguir compara a oferta

estrutural de suprimento de energia com a demanda prevista para os anos 2014 a 2018 para o caso

“sem fricção” e considerando as restrições de intercâmbio do PMO de junho.

Figura 2 – Balanço estrutural de energia do SIN – sem fricção e com intercâmbios do PMO de junho


Observa-se que seguindo o critério de convergência CMO=CME = 108R$/MWh há um desequilíbrio

entre a oferta contratada e a demanda em todo o horizonte. Isto significa que estruturalmente o CMO

do sistema é maior que o CME, indicando que seria mais econômico para o consumidor contratar

nova capacidade de expansão, ao invés de atender a demanda com os recursos existentes. Em 2018 o

déficit estrutural de capacidade do sistema se reduz devido à entrada da totalidade de energia de

reserva contratada até o momento, de cerca de 4 GW médios.

A figura a seguir compara a oferta estrutural de suprimento de energia com a demanda prevista para

os anos 2014 a 2018 para o caso “sem fricção” e considerando que a partir de 2017 haveria expansão

da transmissão para eliminar as restrições de intercâmbio conjunturais do sistema. Observa-se que a

oferta estrutural do sistema aumenta em 1 GW médios em 2017 e 0,3 GW médios em 2018.

Figura 3 – Balanço estrutural de energia do SIN – sem fricção e com ampliação do intercâmbio a partir de 2017

Impacto do Fator de Fricção

Conforme discutido na edição no 72 do ER (dezembro/2012), a evolução dos reservatórios em 2012 é

intrigante, pois o ano começou com o maior nível de armazenamento da história recente, e termina

com o pior nível desta história, porém sem que tenha ocorrido uma seca severa.

O ER de dezembro/2012 indica a existência de “fatores de fricção” não considerados nos atuais

modelos de operação que estão reduzindo a eficiência da produção hidrelétrica real comparada com a

simulada – em outras palavras, aparentemente é necessário utilizar mais água para produzir 1 MWh

na “vida real” do que o calculado pelos modelos de simulação operativa. Dada a importância da

geração hidrelétrica no sistema brasileiro, este fator de ajuste afetaria significativamente as análises de

segurança de suprimento para os próximos anos. Assim, essa seção busca analisar a sensibilidade do

balanço estrutural de energia do SIN quando os “fatores de fricção” são considerados na simulação.


Os resultados dos modelos de simulação podem ser aproximados aos da operação real do sistema

ajustando dois fatores: (i) vazões anômalas na região NE (que provocam uma transferência de energia

para esta região maior do que a indicada pelos modelos)64; e (ii) desajustes entre os parâmetros reais e

de projetos de usinas hidrelétricas. Considerou-se nas simulações uma redução de 4% na

produtividade das usinas hidrelétricas e uma redução nas vazões da região NE para o valor observado

nos últimos 20 anos. É importante ressaltar que esta redução na produtividade busca modelar aspectos

referentes à operação da usina (assoreamento, redução na eficiência da máquina, restrições ambientais

que afetam a capacidade de turbinamento, etc) e à operação do sistema (restrições elétricas, etc).

A figura a seguir compara a oferta estrutural de suprimento de energia com a demanda prevista para

os anos 2014 a 2018 para o caso “com fricção” e considerando que a partir de 2017 haveria expansão

da transmissão para eliminar as restrições de intercâmbio conjunturais do sistema.

Figura 4 – Balanço estrutural de energia do SIN – com fricção e com ampliação do intercâmbio a partir de 2017

Verifica-se que a consideração dos “fatores de fricção” reduz a oferta estrutural do SIN em cerca de 3,5

GW médios de 2014 a 2018. Observa-se que o balanço com critério de convergência CMO=CME =

108R$/MWh utilizando os fatores de fricção, o desequilíbrio entre a oferta contratada e a demanda é

superior ao déficit do balanço mostrado na Figura 3 em todo o horizonte. Isto significa que

estruturalmente o CMO do sistema é maior que o CME, e que para compensar os “fatores de fricção”

deveria se contratar um montante maior de nova capacidade de expansão.

Para compensar o fator de fricção, seria necessário contratar 2 GW médios de energia de reserva a

partir de 2018.

Atrasos na construção de nova oferta de geração

64 Conforme discutido em ER anteriores (vide edição nº 83, de novembro de 2013, para uma análise detalhada), desde 1992 que a ENA da região Nordeste não supera a MLT.


Situação da nova oferta de geração prevista para entrar em operação de 2014 a 2018

A figura a seguir apresenta o montante de nova oferta de geração presente na configuração do Plano

Mensal de Operação (PMO) de junho de 2014 do ONS, considerando a situação dessa nova oferta de

acordo com o relatório de fiscalização da ANEEL de Maio de 2014.

Observa-se inicialmente que um total de 35,6 GW de nova capacidade de geração deverá entrar em

operação de 2014 a 2018. Deste total, 28,1 GW (79%) estão classificados como “verdes”, e 7,5 GW

(21%) correspondem a usinas “amarelas”, com possibilidade de atraso.

Figura 5 – Entrada em operação de nova geração (potência instalada)

A figura a seguir desagrega o montante “amarelo” por tecnologia de geração (hidrelétricas, térmicas a

gás, óleo, eólicas, biomassa e PCHs).


Figura 6 – Montante por tecnologia das usinas “amarelas”

Observa-se que, para o horizonte de 2014 a 2018, há 3,8 GW de usinas eólicas consideradas como

oferta “amarela” (50% da potência total classificada como “amarela”).

Atrasômetro

A partir da edição de abril de 2014 passamos a apresentar um índice para monitorar os atrasos de nova

oferta ao SIN, que chamaremos de “Atrasômetro”. O método usado para monitorar os atrasos

utilizará como referência o montante de garantia física previsto para entrar no SIN no primeiro PMO

do ano, e a cada mês será identificado o que realmente entrou dessa oferta prevista e comparado com

o valor de referência.

Por exemplo, para 2013, foi previsto no PMO de janeiro do ONS que entrariam, até o final do ano,

quase 6.500 MW médios de garantia física (a média anual do reforço, ponderada pela data de entrada

prevista, seria 3.516 MW médios de garantia física). Entretanto, de acordo com o relatório de

fiscalização da ANEEL de dezembro de 2013, só entraram efetivamente em operação menos de 3.000

MW médios, o que corresponde a uma média anual ponderada de 1.846 MW médios, apenas 53% do

previsto no PMO de janeiro.

Na edição de abril de 2014 apresentamos o “Atrasômetro” considerando o ano de 2013. A partir da

edição deste mês passaremos a monitorar os atrasos de 2014.

O gráfico abaixo apresenta uma comparação entre o montante previsto versus o montante realizado

em 2014, de acordo com as informações do PMO do ONS e do relatório de fiscalização da ANEEL.


Figura 7 – Atrasômetro 2014


GLOSSÁRIO

A-3 / A-5

Ver “LEN A-3/A-5”

ANA – Agência nacional de águas

Agência que regula o uso da água de rios e lagos sob a responsabilidade do poder federal.

ACL – Ambiente de contratação livre

Ambiente no qual há a negociação direta de contratos bilaterais entre os agentes que podem

participar do mercado livre de energia – geradores, comercializadores e consumidores livres.

ACR – Ambiente de contratação regulado

Ambiente no qual se realiza a contratação de energia entre geradores e empresas

distribuidoras. Toda a contratação do ACR é realizada por meio de leilões de energia.

ANEEL – Agência nacional de energia elétrica

Agência reguladora do setor de energia elétrica no Brasil, responsável por estabelecer as regras

e condições gerais para os agentes.

ANP – Agência nacional do petróleo

Órgão regulador do setor de petróleo e gás natural no Brasil.

CAR – Curva de aversão a risco

Consiste em uma modificação no critério de planejamento da operação que “força” um nível

mínimo para os reservatórios das usinas hidrelétricas, de modo a minimizar o risco de

racionamento.

CCC – Conta de consumo de combustíveis

Encargo do setor elétrico brasileiro que subsidia o custo de geração em sistemas isolados, que

têm elevada participação de usinas a óleo combustível.

CCEE – Câmara de comercialização de energia elétrica

Entidade privada subordinada à ANEEL, responsável pelo registro e gerenciamento de

operações de comercialização de energia e pelas liquidações no mercado de curto prazo.

CCEAR – Contrato de comercialização de energia no ambiente regulado

É o contrato que é assinado entre as distribuidoras e os geradores vencedores dos leilões de

energia.


CDE – Conta de desenvolvimento energético

Encargo do setor elétrico brasileiro com o objetivo de financiar o desenvolvimento energético

dos estados, projetos de universalização do acesso à energia, subvenções a consumidores de

baixa renda e incentivos a determinadas tecnologias.

CEPEL – Centro de pesquisas em energia elétrica

Centro de pesquisas controlado pela Eletrobras, responsável pelos softwares de simulação e

despacho utilizados no setor elétrico – tais como NEWAVE e DECOMP.

CER – Contrato de energia de reserva

É o contrato assinado pelos geradores vencedores de um leilão de energia de reserva. A CCEE

é responsável por gerir o recurso da conta de energia de reserva e remunerar o gerador pela

energia produzida.

CFURH – Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos

Encargo que incorre sobre a geração de usinas hidrelétricas, referente à exploração do

potencial hidráulico. É destinado em sua maioria aos governos estaduais e municipais, com

parcelas menores repassadas ao MME e à ANA.

CMO – Custo marginal de operação

Representa o custo (em R$/MWh) de se aumentar marginalmente a demanda do sistema. O

CMO de um sistema hidrotérmico depende do custo de oportunidade da água armazenada,

envolvendo análises complexas que são realizadas por modelos computacionais.

CMSE – Comitê de monitoramento do setor elétrico

Grupo composto pelos dirigentes de entidades setoriais, com o objetivo de monitorar a

segurança de suprimento do sistema e informar o governo de potenciais problemas

identificados.

CNPE – Conselho nacional de política energética

Conselho composto por ministros de estado e outras autoridades, responsável pela elaboração

da política energética brasileira. Define os critérios de garantia de suprimento e pode autorizar

a realização de empreendimentos considerados estratégicos para o país.

CPAMP – Comissão permanente de análises de metodologias e programas computacionais no setor elétrico

Comissão com a finalidade de garantir coerência e integração das metodologias e programas

computacionais utilizados pelo MME, EPE, ONS e CCEE – tais como NEWAVE e DECOMP.

CVU – Custo Variável Unitário

É o custo variável de geração de uma usina, em R$/MWh. Deve incluir gastos com

combustível e de O&M, mas não considera custos fixos ou remuneração do investimento.


DECOMP

Modelo de otimização utilizado na simulação de curto prazo do sistema elétrico brasileiro,

que retorna o plano de operação e o PLD da semana seguinte.

EPE – Empresa de pesquisa energética

Empresa pertencente ao governo federal encarregada de realizar estudos técnicos de

planejamento energético para o MME.

ESS – Encargos de serviços do sistema

Encargo do setor elétrico brasileiro que remunera custos de manutenção da confiabilidade do

sistema que não são contemplados no PLD – como o despacho fora da ordem de mérito e os

serviços ancilares.

GF – Garantia física

A garantia física de uma usina, calculada por modelos computacionais, representa a

contribuição da usina para a segurança de suprimento do sistema, e é igual à máxima energia

que ela pode vender em contratos.

IBAMA – Instituto brasileiro do meio ambiente

Órgão federal responsável pelo monitoramento e controle ambiental. Atua nos processos de

licenciamento ambiental de grandes projetos de infraestrutura.

ICB – Índice custo-benefício

Parâmetro para comparação de projetos nos leilões de energia, que leva em conta a expectativa

de geração da usina.

IGP-M – Índice geral de preços de mercado

Índice de inflação no Brasil que captura tanto variações de preços no atacado quanto ao

consumidor final.

IPCA – Índice nacional de preços ao consumidor amplo

Índice de inflação no Brasil que captura variações de preços ao consumidor final.

LEE – Leilão de energia existente

Leilão para renovação do montante contratado pelas distribuidoras, no qual participam usinas

já em funcionamento.

LEN A-3/A-5 – Leilão de energia nova “A menos 3”/”A menos 5”

Leilões para contratação de energia nova pelas distribuidoras, para atender o crescimento da

demanda. Leilões A-3 são para entrega três anos após a realização do leilão, e A-5 para entrega

cinco anos depois.


LER – Leilão de energia de Reserva

Leilões organizados pelo governo para contratar energia “extra” de modo a garantir a

segurança de suprimento do sistema.

LI – Licença ambiental de instalação

A LI corresponde à segunda das três etapas do licenciamento ambiental no Brasil, e é

necessária para que os trabalhos de construção e operação do empreendimento se iniciem.

LO – Licença ambiental de operação

A LO corresponde à terceira e última etapa do licenciamento ambiental no Brasil, e deve ser

obtida antes do início da operação do empreendimento.

LP – Licença ambiental prévia

A LP corresponde à primeira das três etapas do licenciamento ambiental no Brasil, e é exigida

para que projetos de geração possam participar de leilões de energia nova.

MCSD – Mecanismo de compensação de sobras e déficits

Este mecanismo permite uma troca de contratos entre as distribuidoras: distribuidoras com

sobra contratual podem ceder seus contratos para outras deficitárias, beneficiando ambas.

MMA – Ministério do meio ambiente

É o responsável pela formulação e implementação de políticas nacionais de meio ambiente,

envolvendo uso dos recursos hídricos, preservação dos ecossistemas e integração de meio

ambiente e produção.

MME – Ministério de minas e energia

É o responsável pela formulação e implementação da política energética brasileira. Coordena

o CNPE, supervisiona empresas públicas, prepara os planos de expansão e define a garantia

física das usinas.

MRA – Mecanismo de redução da energia assegurada

Mecanismo que penaliza as usinas participantes do MRE caso apresentem indisponibilidades

maiores que o esperado.

MRE – Mecanismo de realocação de energia

Mecanismo obrigatório para todas as usinas hidrelétricas, segundo o qual a produção e o risco

hidrológico são compartilhados por todos os integrantes.

NEWAVE

Modelo de otimização utilizado na simulação de longo prazo do sistema elétrico brasileiro,

com horizonte de cinco anos. Seus resultados são utilizados como entrada para o DECOMP.


ONS – Operador nacional do sistema

Entidade privada subordinada à ANEEL, responsável pela operação de curto prazo e despacho

físico do sistema.

P&D – Pesquisa e desenvolvimento

Refere-se a um encargo pago por agentes do setor elétrico (geradores, distribuidoras, e

empresas de transmissão) para investimentos em pesquisa e desenvolvimento.

PCH – Pequena central hidrelétrica

É definida como PCH qualquer unidade geradora hidrelétrica com potência inferior a 50 MW,

que são tratadas diferentemente das hidrelétricas tradicionais em alguns aspectos.

PDE – Plano decenal de expansão

Documento publicado anualmente pela EPE que descreve o seu planejamento de longo prazo

para o sistema elétrico, com horizonte de dez anos.

PIS/COFINS

São dois dos principais impostos federais brasileiros, incidentes sobre a receita bruta das

empresas e destinados à seguridade social.

PLD – Preço de liquidação das diferenças

É o preço de liquidação da energia no mercado spot, definido a partir do CMO, com aplicação

de um “piso” e um “teto”. É calculado semanalmente pelo DECOMP, para três patamares de

carga (pesado, intermediário e leve) e quatro submercados (Norte, Nordeste, Sul, e Sudeste-

Centro-Oeste).

PMO – Programa mensal da operação

Documento publicado mensalmente pelo ONS que descreve a situação atual do sistema

elétrico e projeções para os próximos cinco anos.

PROINFA – Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica

Programa implementado em 2004 para subsidiar projetos de fonte eólica, biomassa e PCHs e

ampliar sua participação na matriz energética brasileira. Também se refere ao encargo criado

para financiar o programa.

RAP – Receita anual permitida

Valor que remunera as instalações do sistema de transmissão, determinado pelo lance

vencedor do leilão de transmissão.

REN – Resolução Normativa

Resolução normativa publicada pela ANEEL.


RGR – Reserva global de reversão

Encargo do setor elétrico brasileiro destinado à reversão de ativos ao poder concedente ao fim

dos contratos de concessão, também utilizado para financiar programas de expansão e

melhoria no sistema elétrico.

SIN – Sistema Interligado Nacional

É a principal rede interligada de transmissão e distribuição do Brasil, que cobre grande

extensão do país e atende a 98% da carga do sistema. Os outros 2% são atendidos por cerca de

300 sistemas isolados.

SDDP

Modelo de otimização desenvolvido pela PSR para simulação de sistemas hidrotérmicos.

TEIF – Taxa equivalente de indisponibilidade forçada

Indica a taxa de indisponibilidade média de uma usina devido a falhas em equipamentos,

representada como uma porcentagem do número de horas de operação.

TEIP – Taxa equivalente de indisponibilidade programada

Indica a taxa de indisponibilidade média de uma usina devido a manutenções preventivas,

representada como uma porcentagem do número total de horas no período.

TEO – Tarifa de energia de otimização

Valor calculado anualmente pelo ONS com base nos custos de operação e manutenção de

usinas hidrelétricas, utilizado para remunerar as transferências de energia no MRE.

TFSEE – Taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica

Encargo do setor elétrico brasileiro que remunera as despesas operativas e operacionais da

ANEEL.

TUSD – Tarifa de uso do sistema de distribuição

Tarifa paga por consumidores livres ligados à rede de uma distribuidora, correspondente à

TUST mais um valor que remunere o custo de construção e manutenção da rede de

distribuição.

TUST – Tarifa de uso do sistema de transmissão

Tarifa que representa o custo unitário de uso do sistema de transmissão, calculada a partir das

RAPs e paga pelos geradores, distribuidoras e consumidores livres ligados diretamente à rede

de transmissão.

UNSI – Usinas não simuladas individualmente

Usinas que são representadas de forma simplificada em simulações de mercado do NEWAVE,

SDDP e DECOMP. Em geral, são pequenas centrais eólicas, a biomassa, ou PCHs.


UHE – Usina Hidrelétrica

UTE – Usina Termelétrica

VR – Valor de referência

Valor que representa o preço da energia nova contratada para entrega no ano vigente,

calculado com base na energia vendida nos leilões A-5 de cinco anos antes e A-3 de três anos

antes.


SOBRE O ENERGY REPORT PSR

O Energy Report é um boletim mensal desenvolvido pela PSR com o principal objetivo de analisar

temas relevantes do setor de energia elétrica no Brasil. Ele é publicado eletronicamente há sete anos,

em português e inglês, e segue a seguinte estrutura padronizada:

Opinião – esta seção coloca em destaque um tema atual e relevante do setor elétrico,

selecionado pela PSR para um estudo mais profundo e discussão. Uma lista de assuntos

trabalhados em edições recentes está disponível abaixo.

Regulatório - é feito um levantamento e análise da atividade recente do poder público sobre o

setor elétrico. As decisões tomadas e documentos publicados são interpretados pela PSR, e seu

impacto sobre o setor é avaliado.

Jurídico – seção sob a responsabilidade de nossos parceiros da Advocacia Waltenberg, trata de

temas jurídicos do setor elétrico sob um prisma ligeiramente diferente da PSR.

Ambiental – trata especificamente de temas ambientais ligados ao setor elétrico, com ênfase

no acompanhamento dos processos de licenciamento.

Suprimento – apresenta um panorama do sistema elétrico para os próximos anos, com

apresentação de balanços de oferta e demanda, balanços de ponta, e vazões projetadas. Temas

que representam riscos à segurança de suprimento são discutidos.

Assinatura e acesso

A assinatura anual do Energy Report compreende 12 (doze) edições eletrônicas mensais e pode ser

feita através do telefone (21) 3906 2100, ou do email: [email protected];

O acesso a nossas edições é restrito e o assinante deve cadastrar-se no Portal de Serviços da PSR.

Sempre que uma nova edição é publicada, os leitores registrados receberão uma notificação por email

e, acessando o Portal da PSR, poderão fazer download dos arquivos. As edições anteriores estarão

permanentemente disponíveis no Portal de Serviços da PSR.

Temas analisados em edições anteriores

Edição Especial ENASE - Maio 2014: O setor em seu labirinto

Edição 88 - Abril 2014: Setor Elétrico pós-verão: a odisseia continua?

Edição 87 - Março 2014: Teremos uma “buemba” tarifária em 2015?

Edição 86 - Fevereiro 2014: Aristóteles e a controvérsia sobre risco de racionamento

Edição 85 - Janeiro 2014: Risco de apagão: “piti” do mercado ou lentes cor de rosa do governo?

Edição 84 - Dezembro 2013: Leilões de energia nova: estamos nos distanciando do padrão FIFA?

Edição 83 - Novembro 2013: O que está acontecendo na região Nordeste?

Edição 82 - Outubro 2013: As distribuidoras voltarão para o fundo do poço financeiro em 2014?

Edição 81 - Setembro 2013: Devemos nos preocupar com o sistema de transmissão?