novo modelo do setor elÉtrico nacional e estudo...
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UNIVERSIDADE SÃO FRANCISCO
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO NACIONAL E ESTUDO DO MERCADO LIVRE DE ENERGIA ELÉTRICA
Área de Ciências Exatas e Tecnológicas
por
Robson Tiago de Oliveira
Silvia Elisabeth Sauaia Lopes, Mestre Orientadora
Campinas (SP), Dezembro de 2008
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UNIVERSIDADE SÃO FRANCISCO
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO NACIONAL E ESTUDO DO MERCADO LIVRE DE ENERGIA ELÉTRICA
Área Ciências Exatas e Tecnológicas
por
Robson Tiago de Oliveira Relatório apresentado à Banca Examinadora do Trabalho de Conclusão do Curso de Engenharia Elétrica para análise e aprovação. Orientadora: Silvia Elisabeth Sauaia Lopes, Mestre
Campinas (SP), Dezembro de 2008
SUMÁRIO
LISTA DE ABREVIATURAS.................................................................iv
LISTA DE FIGURAS ...............................................................................v
LISTA DE TABELAS..............................................................................vi
RESUMO .................................................................................................vii ABSTRACT ............................................................................................viii
1. INTRODUÇÃO.....................................................................................1
1.1. OBJETIVOS ........................................................................................................ 1 1.1.1. Objetivo Geral ................................................................................................... 1 1.1.2. Objetivos Específicos ........................................................................................ 2 1.2. METODOLOGIA................................................................................................ 2
1.3. ESTRUTURA DO TRABALHO ....................................................................... 3
2. HISTÓRICO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO............. .......5
2.1. AS PRIMEIRAS INICIATIVAS ....................................................................... 5
2.2. A EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA ................... ........................... 5 2.3. CRISE NO SETOR ............................................................................................. 5
2.4. O RE-SEB............................................................................................................. 8 2.5. REFORMAS IMPLANTADAS EM 2003/2004.............................................. 11
3. AGENTES REGULADORES DO SETOR ELÉTRICO ................13
3.1. MME – MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA................ .......................... 13 3.2. ANEEL – AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ....... .......... 14 3.3. CMSE – COMITÊ DE MONITORAMENTO DO SETOR ELÉTRICO ... 14
3.4. EPE – EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA ...................................... 15
4. OS AGENTES OPERACIONAIS DO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL .............................................................................................17
4.1. GERAÇAO DE ENERGIA ELÉTRICA ........................................................ 18
4.1.1. PIEs – Produtores Independentes ................................................................. 19
4.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ............................................... 19 4.3. DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA................... ............................ 20 4.4. COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ................ ................... 21 4.5. CCEE – CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ................................................................................................................ 21 4.6. ONS – OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO........ ........... 22
5. O AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA (ACR): MERCADO CATIVO.............................................................................23
5.1. CONSUMIDOR CATIVO................................................................................ 24
iii
5.2. SUBGRUPOS TARIFÁRIOS E A ESTRUTURA TARIFÁRIA NO MERCADO CATIVO............................................................................................... 24
6. O AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE (ACL): MERCADO LIVRE 29
6.1. CONSUMIDOR LIVRE OU CLIENTE LIVRE .................. ......................... 29 6.2. CONSUMIDOR POTENCIALMENTE LIVRE.................... ........................ 30 6.3. A COMPRA DE ENERGIA NO MERCADO LIVRE............... ................... 31 6.4. OS RISCOS DO MERCADO LIVRE............................................................. 33
7. ANÁLISE EXPERIMENTAL ...........................................................34
7.1. FATURAMENTO NO MERCARDO CATIVO ..................... ....................... 34 7.1.1. Exemplo 1......................................................................................................... 36 7.1.2. Exemplo 2......................................................................................................... 36 7.1.3. Exemplo 3......................................................................................................... 37 7.1.4. Exemplo 4......................................................................................................... 37 7.2. FATURAMENTO NO MERCARDO LIVRE ............................................... 38 7.2.1. Exemplo 5......................................................................................................... 39 7.2.2. Exemplo 6......................................................................................................... 40 7.2.3. Exemplo 7......................................................................................................... 41 7.2.4. Exemplo 8......................................................................................................... 41 7.3. MERCARDO LIVRE E AS FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA . 43
7.3.1. Exemplo 10....................................................................................................... 44 7.3.2. Exemplo 11....................................................................................................... 44 7.4. SIMULADOR DE ENERGIA.......................................................................... 45
8. CONSIDERAÇÕES FINAIS .............................................................47
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................48 GLOSSÁRIO ...........................................................................................50
LISTA DE ABREVIATURAS
ACL Ambiente de Contratação Livre ACR Ambiente de Contratação Regulada ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica CBEE Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial CCD Contrato de Conexão do Sistema de Distribuição CCEAR Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCT Contrato de Conexão do Sistema de Transmissão CEMAT Centrais Elétricas Matogrossenses CEMIG Companhia Energética de Minas Gerais CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico COELBA Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia COPEL Companhia Paranaense de Energia CPFL Companhia Paulista de Força e Luz CPFL Companhia Paulista de Força e Luz CPRM Companhia de Pesquisa de Recursos Minerais CTEEP Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista CUSD Contrato de Uso do Sistema de Distribuição CUST Contrato de Uso do Sistema de Transmissão DNPM Departamento Nacional de Produção Mineral EPE Empresa de Pesquisa Energética GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica GWh Gigawatt hora KV Quilovolt KW Quilowatt KWh Quilowatt hora MAE Mercado Atacadista de Energia MME Ministério de Minas e Energia MVA Megawatt Ampère MW Megawatt ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico PIE Produtor Independente de Energia SIN Sistema Interligado Nacional TE Tarifa Encargo TUSD Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição TUST Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão
v
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Segmentos Operacionais do Setor Elétrico Fonte: Adaptado de CPFL (2006)..................18
Figura 2. Opções de Tarifas ...............................................................................................................27
Figura 3. Regra de Contratação da Demanda no Contrato Cativo .....................................................35 Figura 4. Simulador de Preço Médio de Energia Fonte: Adaptado de CPFL (2008) ........................45
Figura 5. Gráfico do Simulador de Preço Médio de Energia Fonte: Adaptado de CPFL (2008) ......45
LISTA DE TABELAS
Tabela 1. Modalidades Tarifárias (Estrutura tarifária horo-sazonal) .................................................26 Tabela 2. Composição de Custos: Fatura de Energia do Consumidor Cativo ...................................28 Tabela 3. Classificação dos Consumidores........................................................................................31 Tabela 4. Tarifas do subgrupo A2 THS Azul.....................................................................................35 Tabela 5. Faturamento do Exemplo 1 ................................................................................................36 Tabela 6. Faturamento do Exemplo 2 ................................................................................................36 Tabela 7. Faturamento do Exemplo 3 ................................................................................................37 Tabela 8. Tarifas do subgrupo A4 THS Azul.....................................................................................37 Tabela 9. Faturamento do Exemplo 4 ................................................................................................38 Tabela 10. Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição do Subgrupo A2...........................................39 Tabela 11. Faturamento do Exemplo 5 ..............................................................................................40 Tabela 12. Faturamento do Exemplo 6 ..............................................................................................40 Tabela 13. Faturamento do Exemplo 7 ..............................................................................................41 Tabela 14. Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição do Subgrupo A4...........................................41 Tabela 15. Faturamento do Exemplo 8 ..............................................................................................42 Tabela 16. Comparativo dos preços médios.......................................................................................42 Tabela 17. Faturamento do Exemplo 9 ..............................................................................................43 Tabela 18. Faturamento do Exemplo 10 ............................................................................................44 Tabela 19. Faturamento do Exemplo 11 ............................................................................................44
RESUMO
OLIVEIRA, Robson Tiago de. Novo Modelo do Setor Elétrico Nacional e Estudo do Mercado Livre de Energia Elétrica. Campinas, 2008. 62 f. Trabalho de Conclusão de Curso, Universidade São Francisco, Campinas, 2008. O trabalho de conclusão de curso apontará as principais mudanças ocorridas no Setor Elétrico Brasileiro, com a reestruturação ocorrida na década de 90, que herdou um ambiente constituído por novas regras e agentes setoriais. Inicialmente, é efetuado um relato sobre as principais características do setor, assim como, um breve histórico do desenvolvimento do mesmo. O tema é bem amplo e o caráter exploratório do estudo tem por objetivo destacar que, o novo modelo do setor tem como principal objetivo tornar mais competitivo o mercado de energia elétrica, que está segmentado em dois grandes ambientes: o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Tomando como base de cálculos as grandezas de consumo e a tarifa de energia de um consumidor genérico, veremos por meio de simulações a diferença entre os faturamentos desse consumidor no ACR e no ACL. Palavras-chave: Setor Elétrico Brasileiro. Comercialização de Energia. Mercado Cativo. Mercado Livre
ABSTRACT
The monograph will point the main changes at the Brazilian energy sector, with the restructuring that occurred in the 90s, which inherited an environment consisting of new rules and sector agents. Initially, it made a report about the main characteristics of the sector, as well as a brief history of the development of it. The theme is quite broad and the exploratory nature of the study aims to highlight that the new model of industry has a main goal to make more competitive the electricity market, which is segmented into two main sectors: the Regulated Environment Recruitment (RER) and the Free Environment Recruitment (FER). Based on calculations of the magnitudes and rates of consumption of energy from a general consumer, we will see through simulations the difference between the billings of consumers in the RER and FER. Keywords: Brazilian energy sector. Commercialization of Energy. Captive market. Free Market
1. INTRODUÇÃO
O setor elétrico representa uma das mais importantes peças da economia nacional. É
impossível imaginar uma economia próspera sem investimentos em energia, especialmente a
energia elétrica, essencial para disponibilizar força motriz para a indústria, comércio e serviços;
trata-se de um insumo básico.
Ao longo das últimas duas décadas, o consumo de energia elétrica apresentou índices de
expansão bem superiores ao Produto Interno Bruto (PIB), fruto do crescimento populacional
concentrado nas zonas urbanas, do esforço de aumento da oferta de energia e da modernização da
economia [ANEEL, 2004].
O Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro, instituído pelo governo do presidente
Luiz Inácio Lula da Silva, propõe uma série de mudanças estruturais, em busca de aprimoramentos
necessários a este essencial setor da economia.
No modelo tradicional, era comum encontrar empresas que, numa situação de monopólio,
realizavam simultaneamente as atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
Com isso, ficava fácil identificar a aplicação de recursos, e o resultado, na prática, era que os
aumentos de custos eram sistematicamente repassados às tarifas cobradas dos consumidores finais.
Com a desverticalização dessas empresas (a criação de empresas especializadas em geração,
transmissão e distribuição operando separadamente), fica possível criar um mercado competitivo
para a comercialização da energia e também torna mais eficaz o controle de custos e o
estabelecimento de padrões de produtividade para as atividades de transmissão e distribuição. Em
conseqüência, aumentos de produtividade acabarão significando melhores preços para o mercado
consumidor.
1.1. OBJETIVOS
1.1.1. Objetivo Geral
A compra de energia elétrica na condição de “cliente livre” implica possibilidade de obter
contratos compatíveis com as efetivas necessidades do comprador, com as suas diretrizes de
gerenciamento de consumo e com preço estável da energia elétrica. Esse trabalho, sem a pretensão
de apresentar soluções definitivas, propõe uma visão abrangente, do setor brasileiro de energia
elétrica, em particular em relação aos interesses dos “clientes potencialmente livres” e dos “clientes
livres”.
2
De qualquer forma, é indispensável que um consumidor, ao tomar a decisão de ser um
cliente livre, disponha de uma estratégia na utilização da energia elétrica e informações adequadas,
tanto em termos de perspectiva de preços como de disponibilidade de energia no mercado. O
objetivo é fornecer essas informações básicas necessárias ao processo decisório, apresentando
exemplos genéricos de um consumidor para compatibilizar suas necessidades energéticas de acordo
com as variações nos preços da energia. Dessa forma, evidenciar que a informação é a nova
ferramenta a ser adquirida pelos consumidores para garantir redução das despesas com energia
elétrica.
1.1.2. Objetivos Específicos
O enfoque adotado engloba a descrição e avaliação das formas de comercialização de
energia em dois grandes ambientes de contratação: o Ambiente de Contratação Regulada e o
Ambiente de Contratação Livre. Nessa perspectiva, o objetivo é fazer a descrição do novo modelo e
em seguida identificar as semelhanças e as diferenças que caracterizam a comercialização de
energia no passado e no momento atual.
Ao final do trabalho, utilizando-se como modelo um consumidor padrão, são apresentadas
simulações referentes às questões da comercialização de energia pelas empresas distribuidoras e
comercializadoras junto aos consumidores livres ou potencialmente livres no novo modelo, com
posterior análise e comentários a respeito dos novos procedimentos. As simulações incluem a
análise da comercialização de energia entre as empresas do setor e a análise da comercialização de
energia para clientes em cada ambiente de contratação.
1.2. METODOLOGIA
A idéia de apresentar o Novo Modelo do Setor Elétrico Nacional e posteriormente realizar
um estudo de caso sobre o Mercado Livre de Energia, iniciou-se com uma extensa e exaustiva
revisão da literatura sobre o assunto. No início o desafio foi grande, pois praticamente 90% do
material encontrado sobre o assunto era detalhado por meio de Leis, Normas e Decretos, o que
dificultava o entendimento da linguagem. A grande contribuição com informações e entendimentos
vieram por meio de pessoas no ambiente de trabalho na Companhia de Distribuição de energia
Elétrica, no caso a CPFL Paulista.
O tema referente ao Novo Setor, mais especificamente sobre o Ambiente de Contratação
Livre de Energia é recente e ainda é pouco explorado. Baseado nisso, buscou-se entender melhor
3
sobre o Mercado Livre de Energia e percebendo que o tema é pouco entendido pelos consumidores,
foi feito um levantamento de quais eram os itens que os clientes pagavam na fatura de energia.
Posteriormente, entendeu-se que clientes com carga de consumo acima 500 KW eram
considerados clientes potencialmente livres e que poderiam negociar diretamente com as geradoras,
o preço da energia que utilizavam.
Esse tipo de comercialização foi criada com o intuito de estimular o livre comércio e
negociação de energia, objetivando uma maior qualidade no serviço prestado.
Com base nessas informações, foi feito um estudo comparativo de um cliente genérico
comprando energia de sua distribuidora local e comprando energia de um fornecedor de sua
escolha, podendo negociar condições e preços.
O estudo foi realizado por meio de um software, criado por um colaborador da CPFL. O
software simulador é abastecido tomando como base de cálculos as grandezas de consumo e a tarifa
de um consumidor genérico.
1.3. ESTRUTURA DO TRABALHO
No capítulo 2 se faz uma rápida incursão pela história recente do Setor Elétrico, iniciando-se
pelas reformas propostas no âmbito do projeto Re-seb na tentativa de implementar um modelo de
mercado chegando até o modelo em implantação.
O capítulo 3 apresenta de forma ampla os agentes reguladores do setor elétrico nacional,
como: Ministério de Minas e Energia, a Agência Nacional de Energia Elétrica, o Comitê de
Monitoramento do Setor Elétrico e também a Empresa de Pesquisa Energética.
No capítulo seguinte, os agentes operacionais do setor elétrico nacional são descritos. É
dado enfoque também à Câmara de Comercialização de Energia e ao Operador Nacional do Sistema
Elétrico.
No capítulo 5 é apresentado o ambiente de contratação regulada e em seguida foi abordado o
personagem do consumidor cativo, além de detalhar todos os subgrupos tarifários e a estrutura
tarifária no mercado cativo.
No capítulo 6, temos o ambiente de contratação livre e tudo o que está relacionado ao
mesmo. Temos o consumidor livre, o consumidor potencialmente livre, a comercialização de
energia nesse ambiente e principalmente os riscos que o mercado livre apresenta.
4
Finalmente, o capítulo 7 apresenta a análise experimental feita faturando um cliente tanto no
mercado cativo quanto no mercado livre. As fontes incentivadas e o simulador utilizado no estudo
também são apresentados.
[FIM DE SEÇÃO. Não remova esta quebra de seção]
2. HISTÓRICO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
2.1. AS PRIMEIRAS INICIATIVAS
A hidrelétrica de Ribeirão do Inferno, construída em 1983, foi a primeira usina elétrica do
Brasil, destinada ao uso privativo de uma mineradora, em Diamantina - MG.
A energia elétrica de utilidade pública foi implantada em 1883. A cidade de Campos, no
Estado do Rio de Janeiro, foi a primeira a receber iluminação pública com a instalação de 39
lâmpadas, suprida por uma usina termelétrica com potência de 25 KW, dotada de três dínamos.
Em 1887, foi instalado o sistema de iluminação em Porto Alegre, com suprimento por uma
termelétrica de 160 KW.
A primeira usina hidrelétrica para serviço público, no Brasil, foi a Marmelos-Zero,
construída no Rio Paraibuna, na região de Juiz de Fora – MG, com potência de 250 KW, em
operação a partir de 1889 [1].
2.2. A EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA
Em 1900, o Brasil possuía uma potência instalada de 12 MW, sendo 6,5 MW gerados por
seis termelétricas e 5,5 MW gerados por cinco hidrelétricas.
Em 1950, a evolução da potência instalada chegou a 1.883 MW, com 347 MW produzidos
por 987 usinas termelétricas e 16 usinas mistas, e 1.536 MW gerados por 1.089 hidrelétricas. Já
nesse ano, a parcela hidrelétrica representava 82% da capacidade instalada.
Em 2001, transcorridos 50 anos, a potência instalada alcançou 72.810 MW, constituída por
61.555 MW de geração hidrelétrica (mantidos os 82%), 6.944 MW de geração termelétrica e 1.966
MW de geração nuclear. Adicionalmente, temos ainda 5.500 MW importados de Itaipu e mais
1.150 MW de outras importações [1] [2].
2.3. CRISE NO SETOR
A primeira grande crise de energia ocorreu no período de 1924 a 1925, em São Paulo,
devido à falta de chuvas, que interferiu no volume de águas do Rio Tietê, afetando a geração de
energia.
Durante dez anos (1937 a 1947), a expansão da geração de energia no Brasil foi afetada
pela II Guerra Mundial e, entre os anos de 1950 e 1955, a situação foi agravada pela falta de
6
investimentos, aliada a um longo período de escassez de chuvas em toda a Região Sudeste, o que
ocasionou racionamentos em São Paulo, Rio de Janeiro e Minas Gerais.
No início da década de 50, com as tarifas de empresas privadas contidas, das quais
decorreram adversas condições de investimentos privados para cobrir a necessidade acumulada de
expansão do setor elétrico, a tendência do momento político-econômico do País foi a concentração
de esforços governamentais. Com a criação da Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras, em 1961,
nas décadas de 1960 e 1970 houve um processo de desenvolvimento com base em iniciativas
estatais sob o financiamento de órgãos financeiros nacionais e internacionais e de recursos de
consumidores (imposto único e empréstimo compulsório) [2].
Já no início da década de 1980, o planejamento do setor elétrico tornou-se um campo de
estudos de maior complexidade.
Em paralelo, configurou-se uma nova fase de escassez de recursos financeiros, aliada aos
longos períodos exigíveis para a construção e o início de operações de hidrelétricas.
Praticamente todos os segmentos do setor elétrico eram de propriedade pública (federal e
estadual, no caso de geração e transmissão; estadual e municipal, no caso de distribuição e
comercialização), de modo que apenas 0,1% dos ativos de geração e/ou distribuição eram
explorados por pequenas empresas privadas de âmbito municipal [2].
Entre 1970 e 1996, configurava-se um horizonte crítico para o setor elétrico. Profundas
transformações na estrutura produtiva e no grau de urbanização do País aumentaram o consumo
brasileiro de energia elétrica em taxas elevadas e bem superiores às da população. Nesse período, a
taxa média de crescimento demográfico foi cerca de 2% ao ano, ao passo que o consumo de energia
elétrica cresceu a uma taxa média próxima de 8% ao ano, com a evolução do consumo per capita de
411,6 KWh para 1.723,4 KWh [2].
Esse crescimento foi bastante superior ao da economia, que entre 1970 e 1996, cresceu em
torno de 4,5% ao ano. Evidenciava-se um risco de déficit, vinculado ao cumprimento rigoroso de
um cronograma de implantação de unidades geradoras, com datas firmes de entrada em operação, e
que exigiram valores de investimentos no período de 1996/2000 bem superiores aos realizados nos
anos anteriores [2].
O setor elétrico brasileiro não dispunha dos recursos financeiros necessários para o aumento
da produção, uma vez que os Governos Estaduais e o Governo Federal haviam esgotado suas
capacidades de financiamento e endividamento, o que tornou estratégico o investimento privado e
resultou na Reforma do Setor Elétrico, iniciada em 1995 [3].
7
Em paralelo, a nova Constituição Federal, promulgada em 1988, passou a exigir licitações
para as novas concessões e permissões de serviços públicos. A regulamentação das licitações de
concessões e permissões de serviços públicos só veio a ser definida com a Lei n° 8.987/1995. Como
conseqüência dessa situação, os investimentos na ampliação da geração de energia elétrica
estiveram praticamente estagnados durante grande parte da década de 1990.
Na segunda metade da década de 90 e inicio da década de 2000, o sistema de geração
(predominantemente hidrelétrico) foi operado com utilização intensa dos reservatórios das usinas,
muitas vezes considerados como de regularização anual, e não plurianual.
Durante o risco de uma crise de abastecimento, o Governo Federal tentou implementar uma
série de medidas, todas elas mal sucedidas, com o objetivo de evitar, ou pelo menos aliviar, a
deterioração da situação energética.
O sistema passou a contar com a necessidade de que todos os anos fossem “chuvosos” para
recuperar parcialmente os níveis dos reservatórios. Em 2000 admitia-se que o próximo período de
chuvas deveria atingir pelo menos 80% da média histórica para que o sistema não enfrentasse
problemas. Mas sabia-se que a probabilidade de ocorrência de uma vazão abaixo de 80% da média
era muito alta, de quase 30% [1].
Em 2001, a média de chuvas no Sudeste ficou em 70% no mês de janeiro e 64% no mês de
fevereiro. No Nordeste, a média foi de 70% em janeiro e 35% em fevereiro [1].
Em maio de 2001, os cálculos do ONS indicaram a necessidade de redução substancial e
imediata do consumo de energia elétrica no País como única forma de impedir o completo
esvaziamento dos reservatórios e de assegurar a passagem pelo período seco que viria a seguir.
Diante da crise o Governo Federal criou, em 10 de maio de 2001, a GCE – Câmara de
Gestão de Crise de Energia Elétrica, à qual foram atribuídos poderes extraordinários, inclusive o de
tomar decisões imediatas, em caráter de última instância, sobre temas cuja competência pertencia ao
Poder Executivo.
O Governo Federal optou por não impor um racionamento por meio de cortes de cargas
setoriais ou regionais, implantando medidas que atribuíam aos consumidores a missão de reduzir os
seus consumos.
As metas de redução de consumo basearam-se no consumo individual para os meses de
maio, junho e julho do ano anterior (2000). Para forçar o atendimento das metas, o Governo
estabeleceu um regime de “sobretarifa” para aqueles que ultrapassassem suas metas, e de bônus
para aqueles que economizassem mais.
8
Cada consumidor teve direito de decidir quando e como cumpriria suas metas de redução do
consumo. Foram fixadas metas razoavelmente flexíveis, de modo a proteger o pequeno consumidor
e alguns setores produtivos.
As metas de redução de consumo foram de 20% para os consumidores residenciais ou
comerciais com consumo superior a 100 KWh/mês e de 20% a 25% para consumidores industriais.
As empresas que conseguiram economizar mais do que lhes fora estabelecido pela meta, puderam
vender seus direitos de consumir para outras empresas, criando um mercado que operou
satisfatoriamente [2].
O racionamento, conjugado à crise econômica da Argentina e à crise internacional
constatada na segunda metade de 2001, principalmente depois dos eventos de 11 de setembro nos
Estados Unidos, fez o crescimento do PIB, em 2001, limitar-se a 1,5% contra o crescimento de
quase 4,5% no ano anterior [4].
Em fevereiro de 2002, com os reservatórios em considerável processo de recuperação, foi
encerrado o racionamento. A energia economizada pelos consumidores durante o período de
restrição do consumo foi superior a 38 milhões de MWh.
2.4. O RE-SEB
Em 1996/1997, o Governo Federal desenvolveu o chamado “Projeto RE-SEB –
Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro”, com o objetivo de redefinir o quadro institucional e
legal do setor [4].
As várias propostas então apresentadas procuraram direcionar o setor de forma a:
− Estimular a competitividade onde essa fosse viável;
− Desenvolver regulamentação adequada das atividades necessariamente monopolistas,
visando à modicidade de tarifas e ao equilíbrio dos contratos de concessão;
− Estimular uma crescente participação de investimentos privados;
− Desvincular as decisões relativas à “otimização energética dos sistemas” dos aspectos
comerciais e dos contratos de compra e venda de energia elétrica;
− Limitar o papel do Governo ao de formular políticas energéticas e de regulamentar e
fiscalizar as atividades delegadas.
9
Como atividades necessariamente monopolistas, consideram-se:
− A venda de energia para consumidores de médio e pequeno porte (pelo menos numa fase
inicial). São os chamados “consumidores cativos”, que devem comprar necessariamente
da concessionária local de distribuição;
− O transporte de energia pelos sistemas de transmissão e distribuição.
A competitividade deveria ser buscada com:
− Consideração da energia elétrica como uma “commodity”, em busca de competição
entre os agentes não atuantes em atividades que representem monopólios naturais;
− O fortalecimento da figura do “cliente livre”;
− Garantia de livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição para todos os agentes
setoriais;
− Ampla liberdade na negociação de contratos de compra e venda de energia elétrica,
inclusive nas compras por parte das concessionárias de distribuição (após um período de
transição);
− Desverticalização das empresas do setor em segmentos competitivos pouco
regulamentados (geração e comercialização) e segmentos bastante regulamentados nos
casos de monopólios naturais (transmissão e distribuição), de modo a evitar que
atividades competitivas fossem subsidiadas por atividades monopolísiticas;
− Privatização das empresas;
− Criação de ambientes institucionais independentes: um para buscar a otimização da
geração e transmissão de energia e outro para apoiar a contabilização e liquidação de
operações comerciais;
− Medidas de regulação para evitar concentração e práticas anticompetitivas;
− Expansão da oferta de energia.
Em termos institucionais, havia necessidade de:
− Uma entidade independente para regularização e fiscalização: ANEEL;
− Uma entidade independente, responsável pela otimização dos sistemas elétricos: ONS;
− Uma entidade independente, responsável pela contabilização e liquidação de operações
comerciais: MAE;
− Uma entidade responsável pelo planejamento setorial indicativo.
10
Das propostas apresentadas no Projeto RE-SEB, algumas foram aceitas e implementadas,
inclusive durante o desenvolvimento dos trabalhos. Dentre as providências recomendadas e
implantadas (ainda que algumas parcialmente), destacam-se:
1. A criação da ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica;
2. A criação do MAE – Mercado Atacadista de Energia Elétrica;
3. Assinatura do Acordo do MAE;
4. Definição das Regras do MAE;
5. A criação e implantação do ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico;
6. Assinatura dos Contratos Iniciais (para o período de transição);
7. Definição do Governo em relação ao órgão responsável planejamento indicativo;
8. Criação de empresas específicas para atividades de transmissão;
9. Instituição da figura do “agente comercializador”;
10. Novas licitações de aproveitamentos hidrelétricos realizadas exclusivamente para
“produção independente”;
11. Desverticalização de várias empresas;
12. Progressiva distinção na regulamentação entre as atividades prestadas como serviço
público (transmissão, distribuição e comercialização no mercado cativo) e atividades
competitivas (geração e comercialização fora do mercado cativo);
13. Eliminação gradual da Compensação de Custo de Combustível para centrais térmicas em
sistemas interligados;
14. Definição da Rede Básica para o Sul/ Sudeste/ Centro-Oeste/ Norte/ Nordeste;
15. Definição de tarifas de transmissão e distribuição;
16. Regulamentação de acesso e uso da Rede Básica e de redes de distribuição;
17. Estabelecimento de limites para a concentração empresarial de atividades (regionais e
nacionais);
Entretanto, várias outras recomendações do projeto RE-SEB não foram implantadas:
− A privatização das geradoras federais ficou limitada à GERASUL;
11
− Não foi implantado o órgão de planejamento setorial sugerido no RE-SEB ou outro que
efetivamente desempenhasse as funções previstas;
− Não foi detalhada a proposta de instituição da figura do “comprador de última instância”
como medida adicional para encorajar o desenvolvimento de projetos hidrelétricos;
− Não foram detalhados e tentados os esquemas especiais de licitação de concessão de
hidrelétricas que propiciassem maior atratividade para investidores;
− O programa de implantação de usinas que propiciaria a complementação termelétrica foi
atrasado e eliminado;
− Não foram consideradas várias propostas relativas à regulação econômica;
− Não foram consideradas várias propostas relativas ao financiamento setorial.
Com a crise de abastecimento ocorrida em 2001 e diante da interrupção do programa de
privatização das geradoras federais, o Governo Federal promoveu alterações do modelo
institucional, cuja implantação havia sido iniciada. Foram criadas exigências de leilões para a venda
de energia das geradoras federais e a obrigatoriedade de as concessionárias de serviço público de
distribuição comprarem energia elétrica por meio de licitação, na modalidade de leilão.
2.5. REFORMAS IMPLANTADAS EM 2003/2004
Em 2003 e 2004, o Governo Federal determinou importantes alterações institucionais e
legais em relação ao funcionamento do setor de energia elétrica. As principais alterações foram
introduzidas no “modelo de comercialização de energia elétrica”, com a conceituação de dois
ambientes distintos: ACR – Ambiente de Contratação Regulada e ACL – Ambiente de Contratação
Livre [5].
As bases fundamentais do “novo modelo” são:
− Distribuidoras e “clientes livres” devem contratar previamente toda a energia necessária;
− Distribuidoras compram energia por meio de leilões;
− Maior garantia de repasse dos custos de compra de energia para as tarifas;
− Grandes consumidores (clientes potencialmente livres) continuam com o poder de
opção;
− Novas concessões de geração ou produção independente para “serviço público”, com a
venda assegurada da energia a ser gerada e preço pré-definido nos processos de licitação;
12
− Resgate e aperfeiçoamento do sistema de planejamento integrado, com a criação de
empresa específica: EPE – Empresa de Pesquisa Energética;
− Grande poder de decisões setoriais atribuído ao Ministério de Minas e Energia.
13
3. AGENTES REGULADORES DO SETOR ELÉTRICO
3.1. MME – MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
A Lei n° 10.683/2003, art. 27, XVI, define os assuntos que constituem área de competência
do MME – Ministério de Minas e Energia:
− Geologia, recursos minerais e energéticos;
− Aproveitamento de energia hidráulica;
− Mineração e metalurgia;
− Petróleo, combustível e energia elétrica, inclusive nuclear.
O § 2° do citado art. 27 define também como competências do MME a energização rural e a
agroenergia, inclusive eletrificação rural, quando com base em recursos vinculados ao Sistema
Elétrico Nacional.
Nos termos da Lei n° 10.848/2004, o Poder Concedente tem as seguintes competências em
relação ao setor de energia elétrica:
1. Elaborar o plano de outorgas e definir as diretrizes para os procedimentos licitatórios.
2. Promover as licitações destinadas à contratação de concessionárias de serviço público
para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de
concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos.
3. Celebrar os contratos de concessão ou de permissão de serviços públicos de energia
elétrica e de concessão de uso de bem público e expedir atos autorizativos.
4. Extinguir a concessão, nos casos previstos em lei e na forma prevista no contrato.
5. Declarar de utilidade pública os bens necessários à execução do serviço ou obra pública,
promovendo as desapropriações, diretamente ou mediante outorga de poderes à
concessionária, caso em que será desta a responsabilidade pelas indenizações cabíveis.
6. Declarar de necessidade ou utilidade pública, para fins de instituição de servidão
administrativa, os bens necessários à execução de serviço ou obra pública, promovendo-
a diretamente ou mediante outorga de poderes à concessionária, caso em que será desta a
responsabilidade pelas indenizações cabíveis.
14
Para os quatro primeiros itens descritos, a ação do MME deverá ser adotada após prévia
manifestação da ANEEL. A operacionalização dos procedimentos licitatórios, a celebração de
contratos e a expedição de atos autorizativos podem ser delegadas à ANEEL, assim como os atos
descritos nos incisos 5 e 6.
São entidades subordinadas do MME [7]:
- Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
- Petrobras – Petróleo Brasileiro S.A.
- DNPM – Departamento Nacional de Produção Mineral.
- CPRM – Companhia de Pesquisa de Recursos Minerais.
- CBEE – Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial.
- EPE – Empresa de Pesquisa Energética.
3.2. ANEEL – AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
Vinculada ao Ministério de Minas e Energia – MME, a ANEEL é uma autarquia em regime
especial que foi criada pela Lei 9.427 de 26 de Dezembro de 1996. Sua missão é proporcionar
condições favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os
agentes e em benefício da sociedade.
As atribuições da ANEEL são de: (i) regular e fiscalizar a geração, a transmissão, a
distribuição e a comercialização da energia elétrica, atendendo reclamações de agente e
consumidores com equilíbrio entre as partes e em benefício da sociedade; (ii) mediar conflitos de
interesses entre os agentes do setor elétrico e entre os consumidores; (iii) conceder, permitir e
autorizar instalações e serviços de energia; (iv) garantir tarifas justas; (v) zelar pela qualidade do
serviço; (vi) exigir investimentos; (vii) estimular a competição entre os operadores e assegurar a
universalização dos serviços [8].
3.3. CMSE – COMITÊ DE MONITORAMENTO DO SETOR ELÉTRICO
A Lei n° 10.848/2004, em seu artigo 14, autorizou a constituição do Comitê de
Monitoramento do Setor Elétrico, com funções de acompanhar e avaliar permanentemente a
continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional.
O principal objetivo do Comitê é evitar o desabastecimento do mercado de energia elétrica.
Para tanto, deverá acompanhar a evolução do mercado consumidor, o desenvolvimento dos
programas de obras e identificar, inclusive, as dificuldades e obstáculos de caráter técnico,
15
ambiental, comercial, institucional e outros que afetem, ou possam afetar, a regularidade e a
segurança de abastecimento [2].
O Comitê dedica-se ao acompanhamento não só do mercado e do suprimento de energia
elétrica, como também de outros energéticos: gás natural, petróleo e seus derivados.
O CMSE tem poderes para definir diretrizes e programas de ação, podendo requisitar, dos agentes
setoriais, estudos e informações.
3.4. EPE – EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA
A EPE, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, tem como finalidade prestar serviços na
área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como
energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas
renováveis e eficiência energética, entre outras [7].
A Lei n° 10.847/2004 define como competências da EPE:
1) realizar estudos e projeções da matriz energética brasileira;
2) elaborar e publicar o balanço energético nacional;
3) identificar e quantificar os potenciais de recursos energéticos;
4) dar suporte e participar das articulações relativas ao aproveitamento energético de rios
compartilhados com países limítrofes;
5) realizar estudos para a determinação dos aproveitamentos ótimos dos potenciais
hidráulicos;
6) obter a licença previa ambiental e a declaração de disponibilidade hídrica necessárias às
licitações envolvendo empreendimentos de geração hidrelétrica e de transmissão de
energia elétrica, selecionados pela EPE;
7) elaborar estudos necessários para o desenvolvimento dos planos de expansão da geração
e transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazos;
8) promover estudos para dar suporte ao gerenciamento da relação reserva e produção de
hidrocarbonetos no Brasil, visando a auto-suficiência sustentável;
9) promover estudos de mercado visando definir cenários de demanda e oferta de petróleo,
seus derivados e produtos petroquímicos;
10) desenvolver estudos de impacto social, viabilidade técnico-econômica e socioambiental
para os empreendimentos de energia elétrica e de fontes renováveis;
16
11) efetuar o acompanhamento da execução de projetos e estudos de viabilidade realizados
por agentes interessados e devidamente autorizados;
12) elaborar estudos relativos ao plano diretor para o desenvolvimento da industria de gás
natural no Brasil;
13) desenvolver estudos para avaliar e incrementar a utilização de energia proveniente de
fontes renováveis;
14) dar suporte e participar nas articulações visando a integração energética com outros
países;
15) promover estudos e produzir informações para subsidiar planos e programas de
desenvolvimento energético ambientalmente sustentável, inclusive de eficiência
energética;
16) promover planos de metas voltadas para utilização racional e conservação de energia,
podendo estabelecer parcerias de cooperação para este fim;
17) promover estudos voltados para programas de apoio para a modernização e capacitação
da indústria nacional, visando maximizar a participação desta no esforço de
fornecimento dos bens e equipamentos necessários para a expansão do setor energético;
18) desenvolver estudos para incrementar a utilização de carvão mineral nacional.
17
4. OS AGENTES OPERACIONAIS DO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL
Os principais segmentos operacionais do setor de energia elétrica são:
1. Geração;
2. Transmissão;
3. Distribuição;
4. Comercialização.
A geração abrange todas as atividades de produção de energia elétrica (usinas hidrelétricas,
térmicas e outras fontes alternativas), incluindo a importação de países de fronteira, exercidas
atualmente por concessionárias de serviço público de geração e por PIE’s – Produtores
Independentes de Energia, que podem ser subdivididas em dois grupos principais, aqui descritos em
termos gerais [8] [4]:
− Operação: abrange o atendimento da demanda, utilizando os recursos de geração disponíveis.
− Expansão: está atrelada às decisões de investimento em novas unidades produtivas.
O segmento de transmissão, considerado um monopólio natural1 (serviço público), refere-se
às atividades de transporte da energia produzida até os grandes centros de consumo [10]. Assim
como o segmento de geração, as atividades de transmissão podem ser subdivididas em operação e
expansão.
O terceiro segmento, a Distribuição, também considerado um monopólio natural, encarrega-
se do transporte final da energia a partir dos pontos de entrega na rede de alta tensão até os
consumidores finais. Esse segmento é responsável pela distribuição da energia elétrica a todos os
consumidores através das concessionárias de energia que são agentes titulares de concessão ou
permissão federal para prestar o serviço público de energia elétrica [11].
O último segmento, comercialização, está encarregado das atividades de contratação da
geração e revenda aos consumidores, exercido de maneira competitiva, por conta e risco dos
empreendedores, mediante autorização da ANEEL.
1 Situação em que é melhor existir uma empresa que sirva a todo o mercado do que duas ou mais, em razão do tipo de Economia de Escala existente no mercado. Um exemplo comum é o abastecimento de água, cujo principal custo é a instalação da rede hidráulica para distribuir a água. Uma firma pode executar o trabalho com custo médio mais baixo por consumidor do que ocorreria com duas firmas que tivessem redes concorrentes. Ao contrário de certos tipos de monopólio, os monopólios naturais correm pouco risco de serem afetados no mercado por novos participantes. Daí a necessidade de regulamentação dos monopólios naturais para proteger os consumidores.
18
Figura 1. Segmentos Operacionais do Setor Elétrico Fonte: Adaptado de CPFL (2006)
4.1. GERAÇAO DE ENERGIA ELÉTRICA
A energia elétrica gradualmente assumiu e ainda assume uma grande participação na matriz
energética brasileira. Guardando uma relação estreita com o comportamento da economia nacional,
a eletricidade tem sido um excelente indicador do desempenho da própria economia [1].
Na categoria de geração de energia existem as empresas públicas e privadas e também os
produtores independentes que, a partir de fontes hidráulicas, térmicas, eólicas ou nucleares, geram a
energia elétrica. Essa atividade tem caráter competitivo e a energia gerada pode ser vendida tanto no
Ambiente de Contratação Regulada (ACR) como no Ambiente de Contratação Livre (ACL), além
do fato dos geradores possuírem livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição de energia
elétrica [8].
Mundialmente, a energia oriunda de hidrelétricas está entre as mais utilizadas. Apesar da
tendência de crescimento de outras fontes de energia, devido às restrições socioeconômicas e
ambientais de projetos hidrelétricos e principalmente aos avanços tecnológicos no aproveitamento
de fontes não-convencionais, tudo indica que a energia proveniente de hidrelétricas continuará
sendo por algum tempo a principal fonte geradora do Brasil.
19
4.1.1. PIEs – Produtores Independentes
O PIE – Produtor Independente de Energia Elétrica foi definido, originalmente, como a
pessoa jurídica ou o consórcio que tenha recebido concessão ou autorização do Poder Concedente
para produzir energia elétrica, destinada ao comércio de toda ou parte da energia gerada, por sua
conta e risco.
O PIE pode vender a energia para concessionária de serviço público de energia elétrica (por
meio de leilões); clientes potencialmente livres; consumidores de energia elétrica integrantes de
complexo industrial ou comercial, aos quais o produtor independente também forneça vapor
oriundo de processo de co-geração; conjunto de consumidores de energia elétrica,
independentemente de tensão e carga, nas condições previamente ajustadas com a concessionária
local de distribuição; qualquer consumidor que demonstre ao poder concedente não ter a
concessionária local lhe assegurando o fornecimento no prazo de até cento e oitenta dias contado da
respectiva solicitação [1].
Em princípio, a atividade de geração do PIE deve ser desenvolvida em caráter competitivo,
sem tarifas definidas pela ANEEL. A intenção do legislador foi a de que a geração e a
comercialização de energia elétrica passassem a ser efetuadas por um agente econômico com
condições de agilidade, dinamismo e, sobretudo, competitividade, tanto na geração hidrelétrica
quanto termelétrica. Um produtor de cana de açúcar, por exemplo, pode tornar-se um PIE gerando
energia através do bagaço da cana.
4.2. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
A transmissão de energia elétrica inicialmente consistia na atividade de empresas
verticalizadas ou das empresas geradoras ou ainda, das empresas de distribuição. Atualmente, as
linhas de transmissão, podem ser classificadas em [10]:
− Linhas de interesse exclusivo das centrais de geração. São linhas responsáveis pela
conexão das usinas geradoras ao sistema de transmissão principal, também chamadas de
“sistema de transmissão associado”, pois estão sempre associadas a uma usina
específica.
− Linhas de âmbito próprio da concessionária de distribuição (que fazem parte da
concessão de distribuição). São linhas de transmissão de propriedade das concessionárias
de distribuição, com a finalidade da interconexão de áreas do mercado das empresas
concessionárias de distribuição.
20
− Linhas integrantes da Rede Básica dos sistemas elétricos interligados. São aquelas com
uma ou mais das seguintes finalidades: transmitir grandes blocos de energia, otimizar os
recursos elétricos e energéticos nacionais e contribuir para a estabilidade dos sistema
elétrico.
As empresas de transmissão desempenham suas atividades como “Prestadoras de Serviço
Público”. Nessa condição, suas receitas são pré definidas mediante contrato de concessão. A
atividade é “não competitiva” e, como serviço público, bastante regulamentada.
Uma concessionária de transmissão é proprietária dos ativos correspondentes e disponibiliza
a utilização destes para o ONS. Os interessados contratam, com a intervenção do ONS, o uso dos
sistemas de transmissão.
A empresa de transmissão faz a operação e manutenção do sistema de transmissão e contrata
com os interessados o acesso ao sistema. Como exemplo de empresa transmissora, podemos citar a
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP [10].
4.3. DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
O segmento da distribuição engloba as empresas públicas ou privadas que operam e exploram
comercialmente a rede de distribuição de energia elétrica destinada ao consumidor final em
determinada região. Este segmento é responsável pela distribuição da energia elétrica a todos os
consumidores através das concessionárias de energia, que são agentes titulares de concessão ou
permissão federal para prestar o serviço público de energia elétrica.
A atividade de distribuição de energia elétrica sempre foi bastante regulamentada,
especialmente a partir dos Decretos n°s 24.643/1934 – Código de Águas e 41.019/1957 –
Regulamento dos Serviços de Energia Elétrica.
As concessionárias de distribuição têm hoje, portanto, duas funções diferentes:
− responsabilidade pela ampliação, operação e manutenção das redes de distribuição,
permitindo acesso dos interessados às mesmas;
− responsabilidade pela comercialização de energia elétrica no mercado cativo.
O “acesso às redes de distribuição” deverá ser garantido por qualquer concessionária de
distribuição e, para apuração adequada dos custos, as empresas deverão contabilizar em separado as
21
atividades de distribuição e de comercialização. Com os usuários das redes de distribuição são
assinados os CUSDs – Contratos de Uso do Sistema de Distribuição [6].
As concessionárias de energia devem conceder livre acesso a todos os consumidores de sua
zona de atuação, garantindo aos mesmos o direito de se conectar a rede, mesmo que não comprem
energia dessa distribuidora[11]. Exemplos de concessionárias de distribuição: CPFL Paulista,
Cemig, Eletropaulo, Copel, Coelba e Cemat.
4.4. COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Além das atividades de comercialização desenvolvidas pelos produtores e pelos
distribuidores, existe a figura dos comercializadores, ou seja, de empresas que, sem deter ativos
físicos (redes, geradores, etc.), podem comprar energia e vendê-la para clientes livres e empresas de
distribuição, além de realizar operações de importação e exportação de energia elétrica.
4.5. CCEE – CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
A existência de um MAE – Mercado Atacadista de Energia Elétrica, considerada elemento
fundamental do modelo setorial parcialmente implantado a partir de 1998, tinha como objetivos
básicos a promoção de competitividade na geração e a instituição de um mercado para operações de
curto prazo de energia elétrica. O MAE foi instituído pela Lei n° 9.648/1998 (art. 12).
A Lei n° 10.848/2004 autorizou a criação da CCEE – Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica para suceder ao MAE – Mercado Atacadista de Energia Elétrica. Assim como o
MAE, a nova entidade é pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que opera sob
autorização do Poder Concedente e mediante regulação e fiscalização da ANEEL.
Nos termos da Lei, a CCEE é integrada por titulares de concessão, permissão ou
autorização, por outros agentes vinculados aos serviços e às instalações de energia elétrica e pelos
clientes livres [13].
As principais atribuições da CCEE são [14]:
− Manter o registro de todos os CCEARs – Contratos de Comercialização de Energia no
Ambiente Regulado e os contratos resultantes dos leilões de ajuste, da aquisição de
energia proveniente de geração distribuída e respectivas alterações;
− Manter o registro dos montantes de potência e energia objeto de contratos celebrados
no Ambiente de Contratação Livre;
22
− Promover a medição e o registro de dados relativos às operações de compra e venda e
outros dados inerentes aos serviços de energia elétrica;
− Efetuar a contabilização dos montantes de energia elétrica comercializados e a
liquidação financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de
energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo;
− Apurar o descumprimento de limites de contratação de energia elétrica e outras
infrações e, quando for o caso, por delegação da ANEEL, nos termos da convenção de
comercialização, aplicar as penalidades cabíveis;
− Promover leilões de compra e venda de energia elétrica, caso exista delegação da
ANEEL.
4.6. ONS – OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO
O Operador Nacional do Sistema - ONS, é uma pessoa jurídica de direito privado, sem fins
lucrativos, organização que coordena e controla empresas que se dedicam à geração, transmissão e
distribuição de energia elétrica, além de outros agentes privados, tais como importadores,
exportadores e Consumidores Livres. O principal papel do ONS é supervisionar as operações de
geração e transmissão no Sistema Interligado Nacional - SIN, de acordo com a regulamentação e
supervisão da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS incluem: planejamento
da operação da geração e transmissão, a organização e controle da utilização do Sistema Interligado
Nacional e interconexões internacionais, a garantia de acesso à rede de transmissão de maneira não
discriminatória, a todos os agentes do setor, o fornecimento de subsídios para o planejamento da
expansão do sistema elétrico, apresentação ao MME de propostas de ampliações da Rede Básica e
proposição de normas para operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL [15].
23
5. O AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA (ACR): MERCADO CATIVO
No Ambiente de Contratação Regulada - ACR, os agentes distribuidores devem comprar
100% do seu lastro de energia (quantidade de energia elétrica) para o atendimento de seu mercado.
A energia projetada para abastecer os consumidores cativos é adquirida em leilões de compra e
oriunda de geradoras. Essas geradoras podem ser empreendimentos existentes ou empreendimentos
novos, que ainda serão construídos ou estão em fase de construção.
As compras de energia elétrica são conciliadas por meio de dois tipos de contratos bilaterais
[6]:
- Contratos de Quantidade de Energia
- Contratos de Disponibilidade de Energia
Nos termos dos Contratos de Quantidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a
fornecer certa quantidade de energia elétrica e assume o risco do fornecimento de energia elétrica
ser, porventura, prejudicado por condições hidrológicas e baixo nível dos reservatórios, entre outras
condições, que poderiam interromper o fornecimento de energia elétrica, caso em que a unidade
geradora ficará obrigada a comprar a energia elétrica de outra fonte para atender seus compromissos
de fornecimento. Nos termos dos Contratos de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora
compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao Ambiente de Contratação Regulada - ACR.
Neste caso, a receita da unidade geradora está garantida e as distribuidoras, em conjunto, enfrentam
o risco hidrológico. Em conjunto, esses contratos constituem os Contratos de Comercialização de
Energia no Ambiente Regulado: os CCEARs [6].
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a previsão de demanda das
distribuidoras é o principal fator na determinação da quantidade de energia elétrica que o sistema
como um todo contratará. Segundo o novo sistema, as distribuidoras são obrigadas a contratar 100%
de suas necessidades projetadas de energia elétrica. Um desvio na demanda efetiva em comparação
à demanda projetada pode acarretar a imposição de penalidades às distribuidoras, estando essa
questão ainda pendente de regulamentação (CCEE, 2006).
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras de energia elétrica
terão direito de repassar a seus respectivos consumidores os custos relacionados à energia elétrica
por elas adquirida por meio de leilões públicos, bem como quaisquer impostos e encargos do setor.
24
5.1. CONSUMIDOR CATIVO
Um consumidor é uma pessoa física ou jurídica, ou comunhão de fato ou de direito,
legalmente representada, que solicitar à concessionária o fornecimento de energia elétrica e assumir
a responsabilidade pelo pagamento das faturas e pelas demais obrigações fixadas em normas e
regulamentos da ANEEL, assim vinculando-se aos contratos de fornecimento, de uso e de conexão
ou de adesão, conforme cada caso [6]. Portanto, nesse caso, o consumidor cativo é o consumidor
que só pode comprar energia de concessionária, permissionária ou autorizada ao qual esteja
conectado, através de um contrato de fornecimento e segundo tarifas regulamentadas pela ANEEL.
Os custos da transmissão e distribuição estão incluídos na tarifa de energia.
5.2. SUBGRUPOS TARIFÁRIOS E A ESTRUTURA TARIFÁRIA NO MERCADO CATIVO
A estrutura tarifária é o conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de consumo de
energia. As tarifas praticadas no fornecimento aos consumidores finais, em mercados cativos, têm
os seguintes formatos [6]:
− Tarifa monômia simples – com apenas um preço de energia;
− Tarifa monômia diferenciada – mais de um preço, mas apenas de energia;
− Tarifa binômia convencional – apenas um preço de demanda e um preço de energia;
− Tarifa binômia diferenciada – mais de um preço de demanda e/ou mais de um preço de
energia.
Conceitualmente, nas tarifas binômias, o componente “demanda de potência” deveria cobrir
os custos fixos da concessionária de distribuição, ao passo que a componente “consumo de energia”
deveria cobrir os custos variáveis.
As Tarifas Convencionais de Alta Tensão, sempre binômias, são assim definidas [6]:
− A1 – Fornecimento em tensão de 230 KV ou mais;
− A2 – Fornecimento em tensão de 88 a 138 KV;
− A3 – Fornecimento em tensão de 69 KV;
− A4 – Fornecimento em tensão de 2,3 a 25 KV;
− AS – Fornecimento Subterrâneo.
25
Já as Tarifas Convencionais de Baixa Tensão (monômias) são definidas para [6]:
− Consumidor Residencial;
− Consumidor Residencial de Baixa Renda;
− Consumidor Rural;
− Cooperativas;
− Irrigação;
− Iluminação Pública;
− Demais classes.
Até o início da década de 80, os consumidores do Grupo A dispunham exclusivamente das
tarifas convencionais e pagavam o mesmo valor, independentemente de consumir, ou não, nas
“horas de pico” e de consumir mais, ou menos, em meses chuvosos ou secos. Para o consumidor era
completamente indiferente o consumo de energia elétrica durante a madrugada ou no final da tarde,
assim como durante qualquer mês do ano.
O maior uso dos sistemas elétricos ocorre em torno das 17 às 22 horas, variando um pouco
de região uma para outra. Assim, os investimentos na infra-estrutura elétrica devem ser feitos para
atender esses valores máximos de demanda. Qualquer demanda adicional nesse horário de pico (ou
horário de ponta) custará, para o setor elétrico, mais do que se ocorresse em outros horários, pois
implicará na necessidade de expansão.
Também, ao longo do ano, existem diferenças de valor da energia elétrica. O grande
consumo em períodos secos, força o setor elétrico a construir reservatórios com maior capacidade
de regularização e conseqüentemente, são necessários maiores investimentos. É claro que, em
meses de muita chuva, com reservatórios cheios ou em fase de enchimento, o valor da energia
elétrica é mais baixo que em meses secos, com os reservatórios vazios ou em fase de esvaziamento.
Se o valor da energia é maior ou menor, as tarifas devem refletir tal situação.
No início da década de 80, foram introduzidas, para os consumidores do Grupo A, tarifas
binômias diferenciadas, em que são definidos mais de um preço de demanda e/ou mais de um preço
de energia, denominadas “tarifas horo-sazonais”.
A estrutura tarifária horo-sazonal é caracterizada pela aplicação de tarifas diferenciadas de
consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia
e dos períodos do ano, conforme especificado a seguir e detalhado na Tabela 1.
26
Tarifa Azul é uma modalidade tarifária, estruturada para aplicação de valores diferenciados
de demanda de potência e consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia
e os períodos do ano.
Tarifa Verde é uma modalidade tarifária, estruturada para aplicação de um valor único de
demanda de potência e de valores diferenciados de consumo de energia elétrica, de acordo com as
horas de utilização do dia e os períodos do ano.
A Resolução n° 456/2000 apresenta as seguintes definições:
− Horário de ponta (P): período definido pela concessionária e composto por 3 (três) horas
diárias consecutivas, com exceção dos sábados, domingos e feriados nacionais,
considerando as características do seu sistema elétrico;
− Horário fora de ponta (F): período composto pelo conjunto das horas diárias
consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta;
− Período úmido (U): período de 5 (cinco) meses consecutivos, compreendendo os
fornecimentos abrangidos pelas leituras de dezembro de um ano a abril do ano seguinte;
− Período seco (S): período de 7 (sete) meses consecutivos, compreendendo os
fornecimentos abrangidos pelas leituras de maio a novembro.
Tabela 1. Modalidades Tarifárias (Estrutura tarifária horo-sazonal)
Tarifa Demanda (KW) Consumo (KWh) Valor para Ponta – Período Seco (PS) Valor para Ponta (P) Valor para Ponta – Período Úmido (PU) Valor para Fora de Ponta – Período Seco (FS)
Azul Valor para Fora de Ponta (F)
Valor para Fora de Ponta – Período Úmido (FU) Valor para Ponta – Período Seco (PS) Valor para Ponta – Período Úmido (PU) Valor para Fora de Ponta – Período Seco (FS)
Verde Valor Único Ponta e Fora de Ponta
Valor para Fora de Ponta – Período Úmido (FU)
Convencional Valor Único Ponta e Fora de Ponta
Valor Único Ponta e Fora de Ponta – Período Úmido e Seco
Fonte: CPFL Brasil (2007)
A Figura 2 mostra os critérios para inclusão de uma unidade consumidora do Grupo A. Na
estrutura tarifária convencional ou horo-sazonal, estão definidos no art. 53 da Resolução n°
456/2000. São os seguintes os critérios básicos para inclusão:
27
− Estrutura tarifária convencional: para as unidades consumidoras atendidas em tensão de
fornecimento inferior a 69 KV, sempre que for contratada demanda inferior a 300 KW e
não tenha havido opção pela estrutura tarifária horo-sazonal;
− Compulsoriamente na estrutura tarifária horo-sazonal azul: para as unidades
consumidoras atendidas pelo sistema elétrico interligado e com tensão de fornecimento
igual ou superior a 69 KV;
− Compulsoriamente na estrutura tarifária horo-sazonal, com aplicação da Tarifa Azul ou
Verde (se houver opção do consumidor): para as unidades consumidoras atendidas pelo
sistema elétrico interligado e com tensão de fornecimento inferior a 69 KV, quando: (i) a
demanda contratada for igual ou superior a 300 KW em qualquer segmento horo-
sazonal; (ii) a unidade consumidora faturada na estrutura tarifária convencional houver
apresentado, nos últimos 11 (onze) ciclos de faturamento, 3 (três) registros consecutivos
ou 6 (seis) alternados de demandas medidas iguais ou superiores a 300 KW;
− Opcionalmente na estrutura tarifária horo-sazonal, com aplicação da Tarifa Azul ou
Verde, conforme a opção do consumidor: para as unidades consumidoras atendidas pelo
sistema elétrico interligado e com tensão de fornecimento inferior a 69 KV, sempre que
a demanda contratada for inferior a 300 KW.
Inferior a 300 kW
Opcionalmente Azul Compulsoriamente Azul se a demanda
contratada for igual ou superior a 300 kW e não houver opção pela Verde.
Opcionalmente Verde Opcionalmente Verde
Convencional sempre que a demanda contratada for
inferior a 300 kW e não tenha havido opção pela Azul ou
Verde
Compulsoriamente Azul ou Opcionalmente Verde sendo Convencional e apresentar nos últimos 11 ciclos de faturamento 3
demandas consecutivas ou 6 alternadas iguais ou superiores a 300 kW
Tensão de Fornecimento Inferior a 69 kVTensão de Fornecimento Igual ou Superior a 69 kV
300 kW69 kV
Compulsoriamente Azul se a tensão for igual ou superior a
69 kV
Igual ou Maior do que 300 kW
Figura 2. Opções de Tarifas Fonte: Adaptado da ANEEL (2000)
A tabela 2 mostra um exemplo da composição de custos em conta de energia típica de um
consumidor cativo2. Note que dos R$100,00 gastos, 27% referem-se à parcela da distribuidora, ou
2 Pessoa física ou jurídica, ou comunhão de fato ou de direito, legalmente representada, que solicitar à concessionária o fornecimento de energia elétrica e assumir a responsabilidade pelo pagamento das faturas e pelas demais obrigações
28
seja, cobre os custos de operação e manutenção e os de promoção de melhorias em seu sistema. Os
gastos com a compra de energia representam 28,6%, com a transmissão, 5,3% e os encargos, 8,6%.
Observe que a maior parte da conta diz respeito aos impostos: 30,5%.
Tabela 2. Composição de Custos: Fatura de Energia do Consumidor Cativo
Valor da Conta Itens R$ %
Parcela da distribuidora (1) 26,98 26,98 Energia comprada (2) 28,61 28,61 Transmissão (3) 5,32 5,32
- Transporte Itaipu 0,59 0,59 - Rede básica + conexão 4,73 4,73
Encargos (4) 8,57 8,57 - CCC - Conta de Consumo de Combustíveis
3,91 3,91
- RGR – Reserva Global de Reversão
1,20 1,20
- P&D e Eficiência Energética 0,73 0,73 - Taxa ANEEL/ONS 0,15 0,15 - Seguro-apagão 2,58 2,58
Tributos (5) 30,52 30,52 - PIS/Cofins/CPMF 4,02 4,02 - ICMS 26,50 26,50
Total (1+2+3+4+5) 100 100
Fonte: Base de dados ANEEL (2006)
fixadas em normas e regulamentos da ANEEL, assim vinculando-se aos contratos de fornecimento, de uso e de conexão ou de adesão, conforme cada caso.
29
6. O AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE (ACL): MERCADO LIVRE
Durante anos a geração, a transmissão, a distribuição e a comercialização de energia elétrica
eram feitas por empresas federais ou estaduais que detinham monopólio em todas as etapas do
fornecimento de energia elétrica.
Quando um cliente se instalava em um determinado local, este já se conectava a uma
concessionária específica e não tinha o direito de negociar preços, devido à legislação vigente.
Com o objetivo de gerar investimentos no setor elétrico, principalmente na geração de
energia, criou-se um modelo mais competitivo nas negociações de compra e venda de energia
elétrica.
Na geração foram criados incentivos para a iniciativa privada comprar usinas já existentes e
também construir novas fontes geradoras, preservando o princípio da livre competitividade.
Na Transmissão manteve-se o monopólio estatal para as concessionárias, bem como as
condições de conexão das unidades geradoras ou consumidoras à rede básica.
Na Distribuição também se manteve o monopólio natural para as unidades consumidoras,
bem como todas as condições de conexão e tarifas estabelecidas por regulamentação de órgão
regulador federal.
Na Comercialização gerou-se competitividade, pois o cliente final tem caráter concorrencial,
concedendo a ele o direito de escolher o seu fornecedor de energia, podendo negociar preços,
montantes e, inclusive, revenda de excedentes.
A livre concorrência na comercialização de energia estimula o investimento privado em
novas gerações e a legislação estabelece regras para que uma parte sempre crescente de mercado
possa escolher seu próprio provedor de energia.
A unidade consumidora com esse direito passa a ser denominada “Cliente Livre”.
6.1. CONSUMIDOR LIVRE OU CLIENTE LIVRE
É o consumidor que pode optar pela compra de energia elétrica junto a qualquer fornecedor,
conforme legislação e regulamentos específicos.
Esses consumidores podem não apenas escolher sua empresa fornecedora, mas também
gerenciar suas necessidades da maneira que lhes parecer melhor, levando em conta vantagens em
preços, produtos e serviços.
30
Respeitados os contratos de fornecimento vigentes, os consumidores poderão exercer opções
na compra de energia elétrica, no atendimento da totalidade ou de parte da sua demanda, conforme
as seguintes condições [14]:
I – consumidores em cuja unidade consumidora a demanda contratada totalize, em qualquer
segmento horo-sazonal, no mínimo 3 MW, atendidos em tensão igual ou superior a 69 KV, podem
optar pela compra junto a qualquer concessionária, permissionária ou autorizada do sistema
interligado;
II – consumidores ligados após 08 de julho de 1995, em cuja unidade consumidora a
demanda contratada totalize, em qualquer segmento horo-sazonal, no mínimo 3 MW, atendidos em
qualquer tensão, podem optar pela compra junto a qualquer concessionária, permissionária ou
autorizada do sistema interligado;
III – consumidores ligados antes de 08 de julho de 1995, em cuja unidade consumidora a
demanda contratada totalize, em qualquer segmento horosazonal, no mínimo 3 MW, atendidos em
tensão igual ou superior a 69 KV, poderão, a partir de 08 de julho de 2000, optar pela compra junto
a qualquer concessionária, permissionária ou autorizada do sistema interligado;
IV – consumidores cuja demanda contratada totalize, em qualquer segmento horosazonal, no
mínimo 500 KW, atendidos em qualquer tensão, e que optem pela compra de titular de autorização
ou concessão de pequena central hidrelétrica;
V – ligações novas com demanda igual ou maior a 3 MW, atendidos em qualquer tensão já
“nascem” livres, podendo escolher o seu fornecedor de energia.
6.2. CONSUMIDOR POTENCIALMENTE LIVRE
O consumidor potencialmente livre possui as mesmas características do consumidor livre,
porém ainda não exerceu seu direito de comprar energia no mercado livre e continua a comprar a
energia da distribuidora, sujeito à tarifa regulamentada como se fosse um consumidor cativo. Pode,
a qualquer instante, optar pela sua condição de consumidor livre e procurar um fornecedor que lhe
ofereça melhores preços e condições [14].
Então, podemos observar que existem três classificações para um consumidor de energia
elétrica: consumidor cativo, consumidor potencialmente livre para comprar energia apenas de
"fontes alternativas" e consumidor potencialmente livre, conforme demonstrado na tabela 3:
31
Tabela 3. Classificação dos Consumidores
Carga de Consumo Tensão de Conexão Data da Instalação Caracterização Menor que 500 KW Consumidor Cativo
Maior que 500 KW e Menor que 3.000 KW
Consumidor Potencialmente Livre “Comprar de Fonte Alternativa”
Maior que 3.000 KW Menor que 69 KV Anterior a 07/07/1995
Consumidor Potencialmente Livre “Comprar de Fonte Alternativa”
Maior que 3.000 KW Menor que 69 KV Posterior a 07/07/1995
Consumidor Potencialmente Livre
Maior que 3.000 KW Menor que 69 KV Consumidor Potencialmente Livre
Fonte: Base de dados CCEE (2007)
6.3. A COMPRA DE ENERGIA NO MERCADO LIVRE
A aquisição de energia elétrica no mercado livre é estabelecida conforme o negociado entre
comprador e vendedor, ou seja, todas as condições contratuais, incluindo o preço da energia
elétrica, passaram a ser negociadas bilateralmente e não mais impostas pelo órgão regulador
(ANEEL) do setor elétrico.
Quando o consumidor opta por não comprar energia elétrica da concessionária local,
optando então por comprar energia de um novo fornecedor, ele não se desvincula totalmente da
concessionária local, pois ela é a proprietária das redes elétricas que o atende, e devido ao
monopólio natural, nunca haverá outra empresa oferecendo a este consumidor uma rede elétrica
alternativa. A ANEEL regulamentou o uso dos ativos de distribuição de energia das
concessionárias, por parte destes consumidores livres, visando garantir a isonomia de tratamento
por parte da concessionária local a todos os tipos de consumidores (livres e cativos).
A ANEEL fez a regulamentação através da Resolução 281 de 1° de outubro de 1999 e
posteriormente modificada pelas Resoluções Normativas 067 e 077 de 2004. É importante salientar
que este conjunto de resoluções vigentes hoje define que, no momento em que o consumidor
potencialmente livre decide-se deixar de ser um consumidor cativo para comprar energia
livremente, o mesmo deverá celebrar com a concessionária local, os seguintes contratos [6]:
32
− CUSD - Contrato de Uso do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica;
− CCD - Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição de Energia Elétrica.
Caso o consumidor potencialmente livre esteja conectado diretamente a rede elétrica de uma
empresa geradora ou transmissora de energia elétrica, a sistemática é a mesma, devendo apenas os
contratos serem chamados de CUST - Contrato de Uso do Sistema Transmissão de Energia Elétrica;
e CCT - Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão de Energia Elétrica.
A utilização pelo consumidor livre, do sistema de distribuição ou transmissão onde esteja
conectado é pago à concessionária local (seja de distribuição ou de transmissão), através de tarifas
de uso que são publicadas pela ANEEL e fazem parte das tarifas de fornecimento da concessionária.
Estas tarifas são divididas em dois tipos [6]:
− TUSD/TUST: equivale a contratação de demanda do contrato de fornecimento de
consumidores cativos. Esta tarifa incide, portanto, sobre a quantidade de watts
contratados pelo consumidor livre para os horários de ponta e fora de ponta;
− TE: é a composição de energia do uso do sistema. Esta tarifa incide sobre a quantidade
de energia elétrica efetivamente utilizada pelo consumidor livre em cada mês de
consumo (independentemente de quem forneceu esta energia ou dos montantes de
energia contratados).
As principais vantagens de um consumidor ao se tornar “cliente livre” são:
− Possibilidade de negociar livremente o preço de energia elétrica;
− Segurança contratual em relação à variação de preços;
− Possibilidade de negociar a compra com flexibilidade de ajustes;
− Possibilidade de negociar a compra de um produto adequado às suas condições
específicas (prazos, sazonalidades etc.);
− Possibilidade de escolha entre vários tipos de contratos oferecidos pelos vendedores;
− Possibilidade de contratar outros serviços paralelos – representação na CCEE, estudos de
racionalização de consumo e assessoria nos contratos com transmissores/distribuidores.
33
6.4. OS RISCOS DO MERCADO LIVRE
A variação do preço da energia é o principal risco que o consumidor pode ter ao optar por
comprar energia no mercado livre, pois em um determinado período seco (ausência de chuva nos
reservatórios das usinas), o preço pode ficar superior àqueles compatíveis com suas expectativas.
Nesses momentos, a necessidade de se manter o ritmo da produção pode significar aumento
desproporcional nas despesas com energia.
Uma alternativa é obter informações suficientes para entender a flutuação do preço e realizar
cotações de preços junto aos comercializadores podendo fechar negociações de curto ou longo
prazo com preços e reajustes pré-determinados.
A segunda alternativa é o consumidor encontrar no mercado uma empresa que assuma o
risco da variação de preço em seu lugar.
Qualquer alternativa ou estratégia adotada será sempre necessário contar com empresas que
conduzam seus clientes com informações claras e determinadas quanto ao comportamento dos
preços de energia.
[FIM DE SEÇÃO. Não remova esta quebra de seção]
7. ANÁLISE EXPERIMENTAL
Nesse capítulo realizamos um estudo comparativo entre o faturamento de um cliente no
Mercado Cativo e no Mercado Livre, verificando as diferenças, vantagens e desvantagens dos dois
mercados.
7.1. FATURAMENTO NO MERCARDO CATIVO
Primeiro estabelecemos como é a contratação de energia deste cliente no mercado cativo [6]:
1. Ligado no nível de tensão de 138 KV, assim é um cliente A2;
2. Opção tarifária Horosazonal Azul;
3. Demandas contratadas: no horário de Ponta: 4.000 KW e no horário Fora Ponta:
5.000 KW;
4. O cliente está conectado na distribuidora de energia: Companhia Paulista de Força e
Luz (CPFL Paulista).
Todos os parâmetros acima citados estão estabelecidos no contrato de fornecimento que o
cliente firmou com a CPFL. Então o cliente será faturado conforme as tarifas de energia
estabelecidas pela ANEEL para a CPFL.
No cliente está instalado um medidor de energia que tem a função de registrar os consumos
(KWh) e a demanda (KW) do cliente. Uma vez no mês os dados de medição são coletados pela a
CPFL para realizar o faturamento.
O faturamento consiste em realizar um comparativo entre os parâmetros estabelecidos no
contrato de fornecimento e os dados coletados no medidor, aplicando sobre as componentes de
demanda e consumo as tarifas de energia.
Se o cliente consumir valores muito acima do limite estabelecido no contrato de
fornecimento, pagará uma tarifa de ultrapassagem. Para esse nível de tensão o cliente tem uma
tolerância de 5%, ou seja, pode consumir 5% acima dos valores estabelecidos no contrato de
fornecimento:
− Demanda Contratada no horário de Ponta: 4.000 KW, acrescido de 5% de tolerância:
4.200 KW;
− Demanda Contratada no horário Fora Ponta: 5.000 KW, acrescido de 5% de tolerância:
5.250 KW.
35
A Figura 3 demonstra como funciona a regra de ultrapassagem:
Figura 3. Regra de Contratação da Demanda no Contrato Cativo Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
Veja a seguir os exemplos de Faturamento:
Para os exemplos de faturamento será adotada a tarifa Horosazonal Azul, do subgrupo A2,
estabelecidas pela ANEEL para a CPFL através Resolução Homologatória n° 034 de 07/04/2006,
indicadas na tabela 4:
Tabela 4. Tarifas do subgrupo A2 THS Azul
Tarifas de Consumo – R$/MWh Ponta Fora Ponta Seca Úmida Ponderada* Seca Úmida Ponderada* 265,92 240,25 255,32 164,63 149,54 158,34 Tarifas de Demanda – R$/KW Ponta Fora Ponta 16,26 2,34
* Tarifa Ponderada = ((Tarifa Seca x 5) + (Tarifa Úmida x 7)) / 12
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
36
Nos cálculos serão utilizadas as tarifas médias anuais, Ponta e Fora Ponta, para a
componente consumo e não serão considerados os valores de Pis e Cofins.
7.1.1. Exemplo 1 Se este cliente registrar durante o mês uma demanda de Ponta e Fora Ponta abaixo dos
valores contratados, um consumo de Ponta de 211,200 MWh e um consumo Fora Ponta de
2.656,000 MWh, o faturamento será o demonstrado na tabela 5:
Tabela 5. Faturamento do Exemplo 1
Tarifa Total Demanda Contratada (KW) Ponta 4.000 R$ 16,26 R$ 65.040,00 Fora Ponta 5.000 R$ 2,43 R$ 12.150,00 Consumo (MWh) Ponta 211, 200 R$ 255,32 R$ 53.923,58 Fora Ponta 2.656,000 R$ 158,34 R$ 420.551,04 Fatura R$ 551.664,62 Consumo Total (MWh) 2.867, 200 Preço Médio (R$/MWh) R$ 192,41
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
7.1.2. Exemplo 2 Se este cliente registrar durante o mês uma demanda de Ponta de 4.150 KW (150 KW acima
do valor contratado, mas abaixo do limite máximo de 5%), uma demanda Fora Ponta de 5.150 KW
(150 KW acima do contratado, mas abaixo do limite máximo de 5%), um consumo de Ponta de
211,200 MWh e um consumo Fora Ponta de 2.656,000 MWh, o faturamento será o demonstrado na
tabela 6.
Tabela 6. Faturamento do Exemplo 2
Tarifa Total Demanda Contratada (KW) Ponta 4.150 R$ 16,26 R$ 67.479,00 Fora Ponta 5.150 R$ 2,43 R$ 12.514,50 Consumo (MWh) Ponta 211, 200 R$ 255,32 R$ 53.923,58 Fora Ponta 2.656,000 R$ 158,34 R$ 420.551,04 Fatura R$ 554.468,12 Consumo Total (MWh) 2.867, 200 Preço Médio (R$/MWh) R$ 193,38
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
37
7.1.3. Exemplo 3 Se este cliente registrar durante o mês uma demanda de Ponta de 4.500 KW (500 KW acima
do valor contratado e também acima do limite máximo de 5%), uma demanda Fora Ponta de 5.500
KW (500 KW acima do contratado e acima também do limite máximo de 5%), um consumo de
Ponta de 211,200 MWh e um consumo Fora Ponta de 2.656,000 MWh, no faturamento incidirá a
tarifa de ultrapassagem de demanda, que é três vezes o valor da tarifa e o faturamento então será o
demonstrado na tabela 7.
Tabela 7. Faturamento do Exemplo 3
Tarifa Total Demanda Contratada (KW) Ponta 4.000 R$ 16,26 R$ 65.040,00 Fora Ponta 5.000 R$ 2,43 R$ 12.150,00 Demanda de Ultrapassagem (KW) Ponta 500 R$ 48,78 R$ 24.390,00 Fora Ponta 500 R$ 7,29 R$ 3.645,00 Consumo (MWh) Ponta 211, 200 R$ 255,32 R$ 53.923,58 Fora Ponta 2.656,000 R$ 158,34 R$ 420.551,04 Fatura R$ 579.699,62 Consumo Total (MWh) 2.867, 200 Preço Médio (R$/MWh) R$ 202,18
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
7.1.4. Exemplo 4 Consideramos agora que este cliente mantenha as mesmas condições contratuais, mas esteja
ligado no nível de tensão de 13,8 KV, assim ele passa para o subgrupo A4, que possui as tarifas
indicadas na tabela 8.
Tabela 8. Tarifas do subgrupo A4 THS Azul
Tarifas de Consumo – R$/MWh Ponta Fora Ponta Seca Úmida Ponderada* Seca Úmida Ponderada* 274,89 248,47 263,88 166,50 150,94 160,01 Tarifas de Demanda – R$/KW Ponta Fora Ponta 29,56 7,90
* Tarifa Ponderada = ((Tarifa Seca x 5) + (Tarifa Úmida x 7)) / 12
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
38
Semelhante ao exemplo 2, se este cliente registrar durante o mês uma demanda de Ponta de
4.150 KW (150 KW acima do valor contratado, mas abaixo do limite máximo de 5%), uma
demanda Fora Ponta de 5.150 KW (150 KW acima do contratado, mas abaixo do limite máximo de
5%), um consumo de Ponta de 211,200 MWh e um consumo Fora Ponta de 2.656,000 MWh, o
faturamento será o demonstrado na tabela 9.
Tabela 9. Faturamento do Exemplo 4
Tarifa Total Demanda Contratada (KW) Ponta 4.150 R$ 29,56 R$ 122.674,00 Fora Ponta 5.150 R$ 7,90 R$ 40.685,00 Consumo (MWh) Ponta 211, 200 R$ 263,88 R$ 55.731,46 Fora Ponta 2.656,000 R$ 160,01 R$ 424.986,56 Fatura R$ 644.077,02 Consumo Total (MWh) 2.867, 200 Preço Médio (R$/MWh) R$ 224,64
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
O Preço Médio da energia aumentou, passou de R$ 193,38 MWh (exemplo 2) para R$ 224,64
MWh (exemplo 4), porque a tarifa do subgrupo A4 é maior do que a do subgrupo A2,
principalmente na componente demanda. Essa diferença é porque quanto maior o nível de tensão de
fornecimento menor serão as perdas durante a transmissão e distribuição da energia, assim as tarifas
serão menores para o subgrupo com maior nível de tensão.
7.2. FATURAMENTO NO MERCARDO LIVRE
No Mercado Livre o cliente pagará duas faturas de energia, uma delas para a concessionária
local onde o mesmo está conectado e outra para o comercializador que o cliente optou por comprar
energia.
Consideramos o mesmo cliente dos exemplos anteriores, só que agora o cliente terá um
contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) com a concessionária local, ao invés de
contrato de fornecimento. As condições de contratação serão:
1. Ligado no nível de tensão de 138 KV, assim é um cliente A2;
2. Demandas contratadas no CUSD: no horário de Ponta: 4.000 KW e no horário Fora
Ponta: 5.000 KW.
39
3. O cliente está conectado na distribuidora de energia: Companhia Paulista de Força e Luz
(CPFL Paulista).
No CUSD o cliente também possui uma tolerância de ultrapassagem, semelhante o contrato
de fornecimento, ou seja, pode consumir 5% acima dos valores estabelecidos no contrato de
fornecimento:
− Demanda Contratada no horário de Ponta: 4.000 KW, acrescido de 5% de tolerância:
4.200 KW.
− Demanda Contratada no horário Fora Ponta: 5.000 KW, acrescido de 5% de tolerância:
5.250 KW.
Para o faturamento do CUSD será adotada a tarifa de Uso do Sistema de Distribuição para
Cliente Livre A2, estabelecidas pela ANEEL para a CPFL através Resolução Homologatória n° 034
de 07/04/2006, indicada na tabela 10:
Tabela 10. Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição do Subgrupo A2
(1) Tarifas de Uso – Damanda (R$/KW) Ponta Fora Ponta 14,52 1,99 (2) Tarifas de Uso – Encargos (R$/MWh) Ponta Fora Ponta 25,92 25,92
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
Sobre a componente demanda incidirá as tarifas indicadas no item (1) da tabela 10 e sobre a
componente consumo incidirá as tarifas indicadas no item (2).
7.2.1. Exemplo 5 Se este cliente registrar durante o mês uma demanda de Ponta e Fora Ponta abaixo dos
valores contratados, um consumo de Ponta de 211,200 MWh e um consumo Fora Ponta de
2.656,000 MWh, o faturamento do CUSD será o demonstrado na tabela 11.
40
Tabela 11. Faturamento do Exemplo 5
Demanda Contratada (KW) Tarifa de Uso Total Ponta 4.000 R$ 14,52 R$ 58.080,00 Fora Ponta 5.000 R$ 1,99 R$ 9.950,00 Consumo (MWh) Tarifa de Uso Ponta 211, 200 R$ 25,92 R$ 5.474,30 Fora Ponta 2.656,000 R$ 25,92 R$ 68.843,52 Fatura R$ 142.347,82 Consumo Total (MWh) 2.867, 200 Preço Médio (R$/MWh) R$ 49,65
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
7.2.2. Exemplo 6 Se este cliente registrar durante o mês uma demanda de Ponta de 4.150 KW (150 KW acima
do valor contratado, mas abaixo do limite máximo de 5%), uma demanda Fora Ponta de 5.150 KW
(150 KW acima do contratado, mas abaixo do limite máximo de 5%), um consumo de Ponta de
211,200 MWh e um consumo Fora Ponta de 2.656,000 MWh, o faturamento do CUSD será o
demonstrado na tabela 12.
Tabela 12. Faturamento do Exemplo 6
Demanda Contratada (KW) Tarifa de Uso Total Ponta 4.150 R$ 14,52 R$ 60.258,00 Fora Ponta 5.150 R$ 1,99 R$ 10.248,50 Consumo (MWh) Tarifa de Uso Ponta 211, 200 R$ 25,92 R$ 5.474,30 Fora Ponta 2.656,000 R$ 25,92 R$ 68.843,52 Fatura R$ 144.824,32 Consumo Total (MWh) 2.867, 200 Preço Médio (R$/MWh) R$ 50,51
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
41
7.2.3. Exemplo 7 Se este cliente registrar durante o mês uma demanda de Ponta de 4.500 KW (500 KW acima
do valor contratado e também acima do limite máximo de 5%), uma demanda Fora Ponta de 5.500
KW (500 KW acima do contratado e acima também do limite máximo de 5%), um consumo de
Ponta de 211,200 MWh e um consumo Fora Ponta de 2.656,000 MWh, no faturamento incidirá a
tarifa de ultrapassagem de demanda, que é três vezes o valor da tarifa e o faturamento do CUSD
então será o demonstrado na tabela 13.
Tabela 13. Faturamento do Exemplo 7
Demanda Contratada (KW) Tarifa de Uso Total Ponta 4.000 R$ 14,52 R$ 58.080,00 Fora Ponta 5.000 R$ 1,99 R$ 9.950,00 Demanda de Ultrapassagem (KW) Tarifa de Ultrapassagem Ponta 500 R$ 43,56 R$ 21.780,00 Fora Ponta 500 R$ 5,97 R$ 2.985,00 Consumo (MWh) Tarifa Encargo Ponta 211, 200 R$ 25,92 R$ 5.474,30 Fora Ponta 2.656,000 R$ 25,92 R$ 68.843,52 Fatura R$ 167.112,82 Consumo Total (MWh) 2.867, 200 Preço Médio (R$/MWh) R$ 58,28
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
7.2.4. Exemplo 8 Consideramos agora que este cliente mantenha as mesmas condições contratuais, mas esteja
ligado no nível de tensão de 13,8 KV, assim ele passa para o subgrupo A4, que possui as tarifas de
energia indicadas na tabela 14.
Tabela 14. Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição do Subgrupo A4
Tarifas de Uso – Damanda (R$/KW) Ponta Fora Ponta 26,39 6,79 Tarifas de Uso – Encargos (R$/MWh) Ponta Fora Ponta 25,92 25,92
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
Semelhante ao exemplo 6, se este cliente registrar durante o mês uma demanda de Ponta de
4.150 KW (150 KW acima do valor contratado, mas abaixo do limite máximo de 5%), uma
demanda Fora Ponta de 5.150 KW (150 KW acima do contratado, mas abaixo do limite máximo de
42
5%), um consumo de Ponta de 211,200 MWh e um consumo Fora Ponta de 2.656,000 MWh, o
faturamento será o demonstrado na tabela 15.
Tabela 15. Faturamento do Exemplo 8 Demanda Contratada (KW) Tarifa de Uso Total Ponta 4.150 R$ 26,39 R$ 109.518,50 Fora Ponta 5.150 R$ 6,79 R$ 34.968,50 Consumo (MWh) Tarifa de Uso Ponta 211, 200 R$ 25,92 R$ 5.474,30 Fora Ponta 2.656,000 R$ 25,92 R$ 68.843,52 Fatura R$ 218.804,82 Consumo Total (MWh) 2.867, 200 Preço Médio (R$/MWh) R$ 76,31
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
Do mesmo modo que no exemplo 4, verificamos que no faturamento do CUSD também há
um aumento do preço médio quando diminui o nível de tensão de fornecimento, 138 KV (A2) para
13,8 KV (A4), onde preço médio passou de R$ 50,51 MW/h (exemplo 6) para R$ 76,31 MW/h
(exemplo 8). Essa diferença resulta do fato de que quanto maior o nível de tensão de fornecimento
menores serão as perdas durante a transmissão e distribuição da energia, assim as tarifas também
serão menores para o subgrupo com maior nível de tensão.
Até agora calculamos apenas a parcela ou fatura de CUSD do cliente livre, ainda falta a
fatura de energia que o cliente paga pelo consumo para o comercializador que ele optou por
comprar a energia.
Para entendermos qual o comparativo que o cliente deve fazer para optar ou não pelo
mercado livre vamos, através do exemplo 9, analisar os exemplos utilizados anteriormente. No
exemplo 2 obtivemos o preço médio de energia do cliente quando ele está no mercado cativo e no
exemplo 6, que possui as mesmas características de consumo e demanda do exemplo 2, obtivemos o
preço médio do CUSD, conforme indicado na tabela 16.
Tabela 16. Comparativo dos preços médios
Exemplos Preço Médio Cativo Preço Médio CUSD Preço Médio da Energia
2 e 6 R$ 193,38 R$ 50,51 R$ 142,87
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
O valor do preço médio da energia de R$ 142,87, é o valor que o cliente utilizará como base
para iniciar a negociação de migração para o mercado livre, ou seja, ele buscará no mercado um
comercializador que venda energia abaixo de R$ 142,87 por MWh. O comercializador que ofertar
43
as melhores condições de preço, data e vencimento da fatura, reajustes, etc, será o mais provável
fornecedor de energia para este cliente.
Se este cliente comprar energia de um comercializador pelo valor de R$ 100,00 MW/h a
fatura mensal, CUSD e energia, será o demonstrado na tabela 17.
Tabela 17. Faturamento do Exemplo 9
Demanda Contratada (KW) Tarifa de Uso Total Ponta 4.150 R$ 14,52 R$ 60.258,00 Fora Ponta 5.150 R$ 1,99 R$ 10.248,50 Consumo (MWh) Tarifa Encargo Ponta 211, 200 R$ 25,92 R$ 5.474,30 Fora Ponta 2.656,000 R$ 25,92 R$ 68.843,52 Consumo (MWh) Preço Energia Negociada Ponta 211, 200 R$ 100,00 R$ 21.120,00 Fora Ponta 2.656,000 R$ 100,00 R$ 265.600,00 Fatura CUSD R$ 144.824,32 Fatura de Energia R$ 286.720,00 Fatura Total R$ 431.544,32 Consumo Total (MWh) 2.867,200 Preço Médio CUSD (R$/MWh) R$ 50,51 Preço Médio Energia (R$/MWh) R$ 100,00 Preço Médio Total (R$/MWh) R$ 150,51
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
O cliente teve uma redução de 28,48% nos custos com energia, pois a fatura passou de R$
554.468,12 para R$ 431.544,32 e o preço médio passou de R$ 193,38 MW/h para R$ 150,51
MW/h.
7.3. MERCARDO LIVRE E AS FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA
Conforme o estabelecido no decreto 5.163, os clientes de nível A4 que possuem demanda
contratada igual ou superior a 500 KW, também podem adquirir energia no mercado livre através de
fontes alternativas de energia. As fontes alternativas são Produtores Independentes que geram
energia através de pequenas centrais hidrelétricas (PCH`s), pequenas centrais térmicas (PCT`s),
geradores eólicos e geradores de energia através de energia solar. Todos estes com até 30.000 KW
de capacidade de geração.
Estes produtores independentes possuem desconto de 50 ou 100% na tarifa de TUSD
Demanda quando fornecem energia para clientes livres e os cliente livres que compram energia
desses produtores também têm o mesmo desconto.
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7.3.1. Exemplo 10 Se um cliente A4 registrar durante o mês uma demanda de Ponta de 600 KW, uma demanda
Fora Ponta de 700 KW, um consumo de Ponta de 31,680 MWh, um consumo Fora Ponta de
371,840 MWh e estiver ligado na CPFL Paulista, ele terá o faturamento no CUSD demonstrado na
tabela 18.
Tabela 18. Faturamento do Exemplo 10
Demanda Contratada (KW) Tarifa de Uso Total Ponta 600 R$ 26,39 R$ 15.834,00 Fora Ponta 700 R$ 6,79 R$ 4.753,00 Consumo (MWh) Tarifa de Encargo Ponta 31,680 R$ 25,92 R$ 821,15 Fora Ponta 371,840 R$ 25,92 R$ 9.638,09 Fatura R$ 31.046,24 Consumo Total (MWh) R$ 403,520 Preço Médio (R$/MWh) R$ 76,94
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
7.3.2. Exemplo 11 Agora se este cliente comprar energia de um produtor independente com 50% de desconto
na TUSD Demanda, o faturamento do CUSD será o demonstrado na tabela 19.
Tabela 19. Faturamento do Exemplo 11
Demanda Contratada (KW) Tarifa de Uso Total Ponta 600 R$ 13,19 R$ 7.914,00 Fora Ponta 700 R$ 3,39 R$ 2.373,00 Consumo (MWh) Tarifa de Encargo Ponta 31,680 R$ 25,92 R$ 821,15 Fora Ponta 371,840 R$ 25,92 R$ 9.638,09 Fatura R$ 20.746,24 Consumo Total (MWh) R$ 403,520 Preço Médio (R$/MWh) R$ 51,41
Fonte: Adaptado de CPFL (2007)
O preço médio do CUSD passou de R$ 76,94 MW/h para R$ 51,41 MW/h, resultando numa
redução de 49,61%.
O cliente então pagará a fatura de uso para a concessionária local com o desconto de 49,61%
e também poderá negociar o preço da energia que será pago pelo consumo ao produtor
independente, podendo assim ter ainda um maior desconto na fatura total de energia se comparado
ao preço da energia no mercado cativo.
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7.4. SIMULADOR DE ENERGIA
Para facilitar as análises e os comparativos entre o preço médio no cativo, o preço médio do
CUSD e o preço médio da energia para as diferentes concessionárias de energia, utilizamos um
simulador confeccionado no software Microsoft Excel pela empresa CPFL, conforme demonstram
as figuras 4 e 5.
Figura 4. Simulador de Preço Médio de Energia Fonte: Adaptado de CPFL (2008)
Figura 5. Gráfico do Simulador de Preço Médio de Energia Fonte: Adaptado de CPFL (2008)
Preço Médio Sem PIS, COFINS E ICMS
50,52 50,52
193,39
142,87
100,00
0,00
118,79
237,58
1 2 3
R$/MWh
PM Cativo PM Tusd PM Energia PM Livre
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Inserindo os dados de consumo do cliente, o nível de tensão e a concessionária, o simulador
demonstra numericamente e através de gráficos todos os valores de preços médios. Também
permite a simulação de preços para compra de energia através de fontes alternativas.
As figuras 4 e 5 demonstram a simulação com os valores utilizados nos exemplos 2 e 6.
Verifique-se que os resultados dos cálculos são exatamente iguais os valores apresentados no
gráfico do simulador.
O simulador é uma ferramenta ágil e prática para a análise de migração de um cliente do
mercado cativo para o mercado livre, sendo que qualquer cliente cativo ou livre tem acesso por
meio do portal da CPFL.
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8. CONSIDERAÇÕES FINAIS
A criação do mercado livre de energia elétrica no Brasil trouxe diversas oportunidades para
empresas fornecedoras e consumidoras, além de gerar investimentos no segmento de geração.
Os consumidores obtiveram o direito de negociar os preços da energia, além dos produtos e
dos serviços adicionais oferecidos pelas empresas geradoras, distribuidoras e comercializadoras.
Outro fator importante é que até os dias de hoje, os preços da energia elétrica são
determinados pelo Governo, corrigidos apenas pela aplicação de índices econômicos que nem
sempre representavam os custos reais de produção. Já no mercado livre, os preços refletem as
variações dos custos de produção e obedecem às leis da oferta e da procura, então os ganhos para os
consumidores também estão diretamente associados ao gerenciamento de sua demanda e de seus
contratos de energia elétrica.
O Mercado Livre, conforme demonstrado nos exemplos de faturamento é atrativo para os
clientes potencialmente livres que desejam reduzir os custos com energia elétrica. No processo de
desenvolvimento desse trabalho aprendeu-se muito sobre as formas de contratação de energia e
espera-se que futuramente ocorram mudanças nas regras e condições de acesso ao Mercado Livre,
permitindo que um maior número de consumidores, principalmente os industriais, tenha o benefício
de migrar para esse ambiente de contratação podendo assim reduzir os custos com energia,
promovendo uma redução nos custos da cadeia produtiva e conseqüentemente uma redução nos
preços dos produtos, incentivando investimentos em geração, fundamental para um país
desenvolver-se economicamente.
Por fim, uma melhor projeção de resultados irá depender da habilidade do consumidor
compatibilizar suas necessidades energéticas com as variações nos preços da energia. Assim, fica
evidenciado, que a informação é o novo insumo a ser adquirido pelos consumidores para garantir o
sucesso na redução das despesas com energia elétrica.
[FIM DE SEÇÃO. Não remova esta quebra de seção]
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] TOLMASQUIM, M. T. Geração de energia elétrica no Brasil. Rio de Janeiro: Interciência, 2005.
[2] DUKE ENERGY BRASIL: banco de dados. Disponível em: <http://www.duke-energy.com.br/imprensa/noticia.asp> Acesso em: 16 mai. 2008.
[3] BRASIL. Lei 9.074 de 15 de julho de 1995. Estabelece normas para outorga e prorrogações das concessões e permissões de serviços públicos e dá outras providências. Diário Oficial [da] república Federativa do Brasil, Brasília, DF, seção 1.p.6.
[4] COOPERS & LYBRAND. Projeto de reestruturação do setor elétrico brasileiro: relatório consolidado, etapa VII, v.1: Sumário executivo. Brasilia, 1997. 39p.
[5] GELLER, HOWARD S. Revolução energética: políticas para um futuro sustentável. Rio de Janeiro: Relume Dumará, 2003.
[6] Resolução ANEEL 456 de 1 de março de 2000. Estabelece, de forma atualizada e consolidada, as Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica. Diário Oficial [da] república Federativa do Brasil, Brasília, DF, seção 1, p. 35, v. 138, n. 230-E.
[7] MME. Disponível em: <http://www.mme.gov.br/site/menu/select_main_menu_item.do?channelId=1051>.Acesso em 19 out. 2008
[8] ANEEL. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/atlas/pdf/04-Energia_Hidraulica(2).pdf>. Acesso em 16 mai. 2008
[9] BISHOP, MATTHEW. Economia sem mistério: glossário dos termos essenciais. São Paulo: Publifolha, 2005.
[10] CTEEP. Disponível em: < http://www.cteep.com.br/setor_sistemas_linhas.shtml>. Acesso em 18 out. 2008
[11] CORREIA, J.S.S., REIS, L.B. Diretrizes para a regulação da distribuição de energia elétrica. In: CONGRESSO BRASILEIRO DE PLANEJAMENTO
[12] COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ: banco de dados. Disponível em: <http://www.cpfl.com.br> Acesso em: 22 ago. 2007.
[13] Decreto 5.163 de 30 de julho de 2004. Regulamenta a comercialização de energia elétrica, o processo de outorga de concessões de autorizações de geração de energia elétrica, e dá outras providências. Diário Oficial [da] república Federativa do Brasil, Brasília, DF, seção 1, p. 1, v. 141, n. 146-A.
[14] CCEE. Disponível em: <http://www.ccee.org.br/cceeinterdsm/v/index.jsp?vgnextoid=e1f9a5c1de88a010VgnVCM100000aa01a8c0RCRD>. Acesso em 19 out. 2008
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[15] ONS. Disponível em: <http://www.ons.org.br > Acesso em: 16 jun. 2008.
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GLOSSÁRIO
Alta Tensão Tensão igual ou superior a 69 KV. Carga Potência de um determinado equipamento elétrico expressa em KW. Carga Instalada Soma da potência de todos os aparelhos instalados nas dependências do
cliente, os quais, em qualquer momento, podem utilizar energia elétrica na concessionária, expressa em quilowatts (KW).
Chesf Empresa do Governo Federal que possui o maior parque gerador de energia
elétrica do País. Concessionária ou permissionária Nomes usados para designar as empresas de serviços. São empresas a quem
o governo concede o direito de explorar um serviço ou um bem público por um tempo determinado e segundo certas regras (“concessão”). São motivos de concessão, normalmente, a exploração de monopólios naturais (certos setores do serviço elétrico, linhas de ônibus, uso de freqüências de rádio e TV, etc) de bens da União. Pela atual constituição, as concessões devem ser motivo de licitação pública.
Consumidor Pessoa física ou jurídica, ou comunhão de fato ou de direito, legalmente
representada, que solicita à concessionária o fornecimento de energia elétrica e assume a responsabilidade pelo pagamento das faturas e pelas demais obrigações fixadas em normas e regulamentos da ANEEL, assim vinculando-se aos contratos de fornecimento, de uso e de conexão ou de adesão.
Contrato de fornecimento Instrumento contratual em que a concessionária e o cliente responsável por
Unidade Consumidora do “Grupo A” ajustam as características técnicas e as condições comerciais do fornecimento de energia elétrica.
Demanda Média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas ao sistema
elétrico pela parcela da carga instalada em operação na Unidade Consumidora, durante um intervalo de tempo especificado.
Demanda contratada Demanda de potência ativa a ser obrigatória e continuamente oferecida pela
concessionária, no ponto de entrega, conforme valor e período de vigência fixados no contrato de fornecimento e que deverá ser obrigatoriamente paga pelo cliente em sua totalidade, como valor mínimo para fins de faturamento, mesmo que não utilizada, sempre expressa em quilowatts (KW).
Eletrobrás Empresa de capital aberto, sob controle do Governo Brasileiro, com funções
de Holding das concessionárias de energia elétrica sob controle federal; acionista (50% das ações) da Itaipu Binacional e acionista minoritária de empresas estatais de energia elétrica sob controle de Estados;
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administradora das operações de compra e venda de energia do PROINFA; financiadora de empreendimentos públicos e privados de energia elétrica e comercializadora, no Brasil, da energia elétrica produzida na usina binacional Itaipu.
Eletronorte Concessionária de serviço público de energia elétrica. Criada em 20 de
junho de 1973, com sede no Distrito Federal, gera e fornece energia elétrica aos nove estados da Amazônia Legal: Acre, Amapá, Amazonas, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima e Tocantins.
Eletropaulo Distribuidora de energia elétrica de 24 municípios da região metropolitana
de São Paulo - incluindo a Capital. Energia Quantidade de energia elétrica ativa durante qualquer período de tempo,
expressa em Watt-hora (Wh) ou seus múltiplos. Energia ativa É a energia capaz de produzir trabalho, expressa em quilowatts (KW). Energia reativa É a energia solicitada por alguns equipamentos elétricos, necessária à
manutenção dos fluxos magnéticos e que não produz trabalho, expressa em quilovolt-ampère-reativo-hora (KVArh).
Estrutura tarifária Conjunto de tarifas aplicáveis às componentes de consumo de energia
elétrica e/ou demanda de potência ativas de acordo com a modalidade de fornecimento.
Estrutura tarifária convencional Estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas de consumo de energia
elétrica e/ou demanda de potência independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano.
Estrutura tarifária horo-sazonal Estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas diferenciadas de consumo
de energia elétrica e de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia e dos períodos do ano.
FURNAS Primeira usina hidrelétrica de grande porte do Brasil, no rio Grande - a
Usina Hidrelétrica de Furnas, com capacidade de 1.216 MW - foi criada em 28 de fevereiro de 1957. FURNAS começou a funcionar efetivamente em 1963, em Passos (MG). Em 1º de junho de 1971, a sede foi transferida para o Rio de Janeiro e a Empresa ganhou um novo nome: FURNAS - Centrais Elétricas S.A., que melhor expressa a proposta de construção de um conjunto de usinas.
Grupo A Grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em
tensão igual ou superior a 2,3 KV e caracterizado pela estruturação tarifária binomia.
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Grupo B Grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 2,3 KV e caracterizado pela estruturação tarifária monômia.
Horário de ponta (P) Período definido pela concessionária e composto por 3 (três) horas diárias
consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos, terça-feira de carnaval, sexta-feira da Paixão, “Corpus Christi”, dia de finados e os demais feriados definidos pela lei federal, considerando as características do seu sistema elétrico.
Horário fora de ponta (FP) Período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e
complementares àquelas definidas no horário de ponta. Média tensão Tensão inferior a 69 KV e superior ou igual a 2,3 KV. Microsoft Excel Programa de planilha eletrônica, escrito e produzido pela Microsoft. Período úmido (U) Período de 5 (cinco) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos
abrangidos pelas leituras de dezembro de um ano a abril do ano seguinte. Período seco (S) Período de 7 (sete) meses consecutivos, compreendendo os fornecimentos
abrangidos pelas leituras de maio a novembro. Ponto de entrega É o ponto de conexão do sistema elétrico da concessionária com as
instalações do cliente, no imite da via pública com sua propriedade. Tarifa azul Modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo
de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de tarifas diferenciadas de demanda de potência de acordo com as horas de utilização do dia.
Tarifa binômia Conjunto de tarifas de fornecimento constituído por preços aplicáveis ao
consumo de energia elétrica ativa e à demanda faturável. Tarifa de consumo Valor da venda, em reais, de 1 (um) KWh de energia utilizada. Tarifa monômia Tarifa de fornecimento de energia elétrica constituída por preços aplicáveis
unicamente ao consumo de energia elétrica ativa. Tarifa verde Modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas de consumo
de energia elétrica de acordo com as horas de utilização do dia e os períodos do ano, bem como de uma única tarifa de demanda de potência.
Unidade Consumidora (UC) Conjunto de instalações e equipamentos elétricos caracterizado pelo
recebimento de energia elétrica em um só ponto de entrega, com medição individualizada e correspondente a um único cliente.
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