Energy Report, Maio/2014 - PSR

Transcrição

Maio de 2014 – edição 89
NOEL ROSA E A CONTA DO SETOR ELÉTRICO EM 2014 E 2015
OPINIÃO
1
Nesta seção consolidamos a estimativa de custo final para os contribuintes (aportes do Tesouro) e
consumidores (tarifas de 2014 a 2016) resultantes da “tempestade perfeita” de descontratação e preços
elevados em 2013 e 2014, já considerando o resultado do recente leilão A0 e calculamos qual fração
destes custos era evitável, e o que foi azar.
REGULATÓRIO
15
Os temas desta seção são: (i) atrasos, penalidades e execução de garantias: o caso da transmissão; (ii)
atendimento à demanda no leilão A-3 de 2014; e (iii) diretrizes para o leilão de energia de reserva de
2014.
AMBIENTAL
20
Nesta edição fazemos uma análise do documento do ONS “Inventário das restrições operativas
hidráulicas dos aproveitamentos hidrelétricos”, que detalha diversas restrições operativas das usinas
hidrelétricas.
JURÍDICO
25
Nesta seção, a Advocacia Waltenberg analisa a abrangência dos projetos de geração de energia elétrica
no âmbito do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infra-Estrutura (REIDI).
SUPRIMENTO
35
Esta seção apresenta: (i) balanço estrutural de energia; (ii) atrasos na construção de nova oferta para o
horizonte 2014-2018; e (iii) atrasômetro – acompanhamento do histórico de atrasos.
GLOSSÁRIO
49
Referência das siglas utilizadas, representando entidades e conceitos importantes do setor elétrico.
SOBRE O ENERGY REPORT
56
O Energy Report é uma publicação da PSR exclusiva para assinantes. Sugestões e comentários podem
ser enviados para [email protected].
OPINIÃO
Os inteligentes aprendem com os próprios erros;
os sábios, com os erros dos outros.
Otto von Bismarck
A crítica não é agradável, mas é necessária;
ela tem a mesma função que a dor em nosso corpo,
que é alertar para uma situação pouco saudável.
Winston Churchill
1
O genial compositor Noel Rosa é provavelmente o melhor letrista da música brasileira . Passados
quase oitenta anos (ele morreu em 1937, aos 26 anos), todos conhecemos (e muitos sabemos cantar)
2
composições como Com que Roupa, Gago Apaixonado, Feitiço da Vila e muitas mais . Uma das
músicas mais conhecidas de Noel, e possivelmente uma de suas letras mais
perfeitas, é Conversa de Botequim, aquela que começa: “Seu garçom, faça o
3
favor de me trazer depressa / Uma boa média que não seja requentada...” . A
letra continua com uma sequência hilariante de pedidos cada vez mais
abusados do freguês: material para escrever, cigarro e isqueiro, guarda-chuva,
revistas, dinheiro emprestado, e termina com o apoteótico “cano” no
botequim: Vá dizer ao seu gerente / Que pendure esta despesa / No cabide ali
em frente. (A estátua ao lado, na entrada de Vila Isabel, onde Noel viveu,
mostra o abnegado garçom servindo Noel Rosa).
Como sabem os leitores habituais do ER, nossas digressões histórico-literárias sempre acabam no setor
elétrico. Neste caso, imaginamos o freguês da música frequentando um “botequim elétrico”. De cara,
haveria com frequência crescente um “apagão de garçom”, e o freguês não seria atendido4. Além disto,
o gerente do botequim estaria em uma “saia justa”, pois não estocou café suficiente, e agora o preço no
varejo, devido a uma seca, está nas alturas. Para poupar o freguês de pagar uma conta maior, o gerente
tenta, inicialmente, rachar os custos do cafezinho com o cozinheiro e o garçom. Porém, isto não é
suficiente, e o gerente é obrigado a pedir um empréstimo à mãe do freguês (que é viúva). Só que a
1
O único compositor/letrista que chega perto de Noel é Chico Buarque, não por acaso um grande admirador dele. O editor
do ER, movido pela inveja que todos os homens têm de Chico, ressalva – mesquinhamente – que Mr. Buarque é responsável
pela segunda pior rima da história da MPB, na música Folhetim: “Mas na manhã seguinte, não conte até vinte”. Por uma
questão de honestidade, o editor também reconhece que a continuação perfeita da letra (quase) o redime: “pois já não vales
nada / és página virada / descartada / do meu folhetim”. Para quem está curioso, a pior rima da história é de Vinicius de
Moraes, outro letrista em geral fantástico. Na música Chega de Saudade, ele rima “peixinhos” com “beijinhos”, esta não tem
atenuante...
2
A capacidade de produção de Noel é difícil de acreditar: dos 19 aos 26 anos ele compôs 259 músicas, a imensa maioria
excelente.
3
A letra completa é: Seu garçom, faça o favor de me trazer depressa / Uma boa média que não seja requentada / Um pão bem
quente com manteiga à beça / Um guardanapo e um copo d'água bem gelada / Feche a porta da direita com muito cuidado /
Que não estou disposto a ficar exposto ao sol / Vá perguntar ao seu freguês do lado / Qual foi o resultado do futebol / Se você
ficar limpando a mesa / Não me levanto nem pago a despesa / Vá pedir ao seu patrão / Uma caneta, um tinteiro / Um
envelope e um cartão / Não se esqueça de me dar palitos / E um cigarro pra espantar mosquitos / Vá dizer ao charuteiro /
Que me empreste umas revistas / Um isqueiro e um cinzeiro/ (repete Seu garçom..) / Telefone ao menos uma vez / Para três
quatro, quatro, três, três, três / E ordene ao seu Osório / Que me mande um guarda-chuva / Aqui pro nosso escritório / Seu
garçom me empresta algum dinheiro / Que eu deixei o meu com o bicheiro / Vá dizer ao seu gerente / Que pendure esta
despesa / No cabide ali em frente. Gravação original de Noel: http://youtu.be/in9W6vHyI5k. Versão de Chico Buarque, em
http://youtu.be/uM4WP5eGPBw.
4
Apesar de todas as evidências que a frequência e a duração das falhas do garçom têm aumentado, o gerente insistirá de que o
sistema de atendimento do botequim é dos melhores do mundo.
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1
situação volta a piorar, e como a viúva já não tem dinheiro, o gerente pede que a moça do caixa tome
um empréstimo no banco, com a garantia que, ano que vem, aumentaria o preço do cafezinho.
No final da estória, o freguês sairá do botequim elétrico sem saber que, ao invés de “pendurar” a
conta, ele foi “espetado” com uma dívida bilionária, que terá que pagar a partir de 2015.
A estória surrealista – porém verdadeira – do botequim elétrico dá uma ideia do que foi a “tempestade
perfeita” de 2013 e 2014 para o setor elétrico. Embora a PSR procure colocar algum senso de humor
na análise destes temas, acreditamos que é muito importante entender o que ocorreu, com serenidade
e transparência.
Os temas desta edição do ER são: (i) consolidar as nossas estimativas do custo final para contribuintes
(aportes do Tesouro) e consumidores em 2013 e 2014 considerando os mais recentes desdobramentos
do setor, tais como o resultado do leilão A0 - já adiantando, nossa projeção para este total é cerca de 56
bilhões de reais; (ii) estimar qual fração destes custos era evitável, e o que foi azar.
Observação: dado que estamos consolidando análises e resultados discutidos em várias edições
anteriores do ER, decidimos mostrar alguns gráficos já apresentados anteriormente. Pedimos
desculpas aos leitores por esta repetição, e asseguramos que não é “encheção de linguiça”, e sim uma
maneira de os leitores entenderem melhor o “conjunto da obra” destes últimos anos.
Estimativa do custo total para consumidores e contribuintes
As análises a seguir se referem à chamada tarifa de fornecimento, que é basicamente o que vem na conta
de luz, porém sem os impostos (a razão é que não queremos misturar custo da energia com carga
tributária). Esta tarifa pode ser dividida em três grandes parcelas de custos: (1) estrutural; (2)
conjuntural; e (3) subsídios.
5
1. Estrutural - abrange os custos conhecidos com antecedência em cada ano. Os mais relevantes são:
(a) remuneração dos investimentos em transmissão e distribuição; e (b) custo da parcela fixa dos
contratos de suprimento de energia6.
2. Conjuntural - como indica o nome, esta parcela da tarifa cobre os custos que não são conhecidos
com antecedência, pois dependem da evolução, ao longo do ano, do preço da energia no mercado
de curto prazo e do acionamento das usinas termelétricas pelo Operador Nacional do Sistema
(ONS). (Será visto adiante que a ANEEL, nestes casos, usa uma previsão dos custos, o que está no
epicentro do imbróglio das distribuidoras.) Por exemplo, os itens que dependem do preço de
curto prazo incluem: (a) custo de compra da diferença entre montante contratado e o consumo de
energia em cada mês; e (b) receita pela venda da energia produzida pelos geradores contratados
nos leilões de reserva. Já os itens que dependem do acionamento das termelétricas são, por
exemplo: (c) ressarcimento do custo operativo das térmicas acionadas que foram contratadas “por
5
6
No estrutural entram também alguns encargos setoriais conhecidos a priori, tais como a Taxa ANEEL e o P&D.
Inclui a parte fixa dos encargos do Proinfa e de energia de reserva que, apesar do nome, são no fundo contratos.
2
disponibilidade” 7; e (d) renda resultante da venda, no mercado de curto prazo, da diferença entre
8
a produção de energia da térmica e o montante contratado.
3. Subsídios – basicamente, cobre os subsídios da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), tais
9
como: (a) Luz para Todos; (b) CCC (compensação dos custos mais elevados de regiões isoladas ,
que são atendidas por geração termelétrica local); (c) tarifa especial para consumidores de baixa
renda; (d) descontos na tarifa de distribuição para consumidores que se contratam com fontes
renováveis (contratação incentivada); e outros.
A cada ano, na época do reajuste ou revisão tarifária da distribuidora, a ANEEL incorpora à nova tarifa
os custos estruturais para o próximo ano (como visto, estes custos são conhecidos com antecedência).
No caso dos custos conjunturais, a ANEEL adiciona dois termos: (i) uma previsão dos mesmos, mais
(ii) o ajuste entre o custo previsto no ano anterior e o que efetivamente ocorreu ao longo do ano. Em
10
outras palavras, a distribuidora adianta do próprio bolso a diferença entre custo real e previsto, para
ressarcimento no ano seguinte.
Assim como no caso da parcela conjuntural, a ANEEL faz uma previsão dos gastos com subsídios e os
incorpora à nova tarifa. A distribuidora, por sua vez, transfere o valor incorporado para a CDE, que é
gerenciada pela Eletrobrás. Diferentemente do visto acima para os custos conjunturais, as
distribuidoras não cobrem automaticamente as diferenças entre os gastos reais da CDE e recursos
disponíveis naquela conta, para compensação posterior na tarifa; esta ação requer uma diretriz da
ANEEL (é por esta razão que, como veremos mais adiante, a conta da CDE ficou seriamente
desequilibrada nos últimos meses).
Ações de redução tarifária em 2012
Para entender o que aconteceu em 2013 e 2014, temos que começar em setembro de 2012, quando o
governo anunciou, através da MP 579, ações para reduzir em 20% as tarifas. Como mostra a tabela a
seguir, esta redução seria alcançada através da combinação das seguintes medidas: (i) redução do custo
dos contratos de usinas hidrelétricas a partir de 2013, em troca da renovação das concessões que
expirariam a partir de 2015; (ii) idem para sistemas de transmissão com concessões a expirar; e (iii)
eliminação de alguns encargos, como a RGR, e redução dos custos dos demais (em particular a Conta
de Consumo de Combustíveis – CCC) através de melhorias na gestão.
7
Neste tipo de contrato, que é semelhante a um aluguel, o consumidor paga um montante fixo mensal, incluído na parcela
estrutural da tarifa, e cobre os custos operativos.
Além dos exemplos mencionados, seriam conjunturais (i) a interação entre cotas e mercado de curto prazo; (ii) a interação
entre Itaipu e mercado de curto prazo; (iii) ESS para segurança energética; e (iv) custo variavel das cotas de concessão
prorrogadas.
9
Há alguns anos o Congresso aprovou uma legislação obrigando que o subsídio da CCC seja mantido para os sistemas que
deixaram de ser isolados, de maneira a garantir que as tarifas dos mesmos sejam iguais à média da tarifa do Sistema
Interligado Nacional (SIN) com a configuração que ele tinha na época em que ela foi promulgada. Além disso, ele é mantido
depois da interligação para o combustível correspondente aos contratos firmados enquanto os sistemas eram isolados.
10
Se a diferença for negativa (previsto maior que realizado) o termo de ajuste também o será. No entanto, na maior parte dos
casos as diferenças têm sido positivas. Dado que previsão que se preza erra igualmente para cima e para baixo, isto sugere que
há um viés otimista no processo atual de previsão.
8
3
Redução de despesas
Premissa
RS bilhão R$/MWh
Geração
8,1
25
Transmissão
6,0
13
Encargos
7,6
18
Redução 21,7
total
Tarifa média de fornecimento...................
Redução..........................
13,1 GW médios
Custo reduzido de 95 para 25 R$/MWh
Redução da RAP de 9,2 para 2,7 bilhões de R$
Apropriação de 6 bilhões para
o consumo
Fim do encargo RGR (1,6 bi)
Fim do encargo CCC (3,2 bi)
Redução de 75% do encargo CDE (2,8 bi)
57
280
20%
Nos estudos preparatórios para o anúncio, o governo projetou uma economia de 57 R$/MWh nas
tarifas de fornecimento dos consumidores regulados (ACR), que correspondem a 75% do consumo de
energia do país. Como mostra a tabela, esta economia corresponde a 20% da tarifa de fornecimento na
ocasião, 280 R$/MWh (média de todas as distribuidoras).
Dado que a redução almejada do encargo CDE não poderia ser alcançada imediatamente, pois
dependia de ações de melhoria de gestão, o governo decidiu aportar um subsídio de 3,3 bilhões de
reais àquela conta nos anos 2013 e 2014. A tabela a seguir mostra o balanço estimado da CDE, feito em
setembro de 2012, incluindo este subsídio.
Bilhões de Reais
Receita CDE
(+) Multas aplicadas pela ANEEL
(+) UBP de concessões hidrelétricas
(+) Aportes do Tesouro Nacional
(+) Saldos em caixa dos fundos CCC e CDE
Despesas CDE
(‐) Subsídio ao baixa renda
(‐) Subsídio ao carvão
(‐) Programa de universalização
(‐) Custos da CCC
(‐) Subsídios tarifários
Cota CDE
Anúncio 11‐Set‐2012
R$ 7,7 R$ 0,2 R$ 0,7 R$ 3,3 R$ 3,6 R$ 8,7 R$ 2,2 R$ 0,8 R$ 1,7 R$ 4,0 R$ ‐
R$ 1,0 Após o anúncio da medida, o governo teve que revisar para baixo suas estimativas de redução tarifária.
A razão é que, à exceção do grupo Eletrobrás, as empresas geradoras preferiram não renovar as
concessões e continuar com os contratos atuais11 (em contraste, todas as empresas transmissoras
aderiram à renovação). Como mostra a tabela a seguir, a economia prevista passou de 57 para 42
R$/MWh, o que permitiria uma redução de apenas 15%.
11
As concessões não renovadas serão leiloadas a partir de julho de 2015. As atuais concessionárias podem participar deste
leilão.
4
Redução de despesas
Premissa
Realidade
RS bilhão R$/MWh
Geração
4,2
13
Transmissão
5,0
11
Encargos
7,6
18
Redução 16,8
total
Tarifa média de fornecimento...................
Redução..........................
13,1 GW médios
7,8 GW médios (não‐adesão)
Custo reduzido de 95 para 25 Custo reduzido de 95 para 33
R$/MWh
R$/MWh
Redução da RAP de 9,2 para Redução da RAP de 9,2 para 2,7 bilhões de R$
3,7 bilhões de R$
Apropriação de 6 bilhões para Apropriação de 5 bilhões para
o consumo
o consumo
Fim do encargo RGR (1,6 bi) Fim do encargo RGR (1,6 bi)
Fim do encargo CCC (3,2 bi) Fim do encargo CCC (3,2 bi)
Redução de 75% do encargo Redução de 75% do encargo CDE (2,8 bi)
CDE (2,8 bi)
42
280
15%
O governo decidiu, então, manter a redução de 20% prometida através de um aumento do subsídio do
Tesouro à CDE em 2013, que passou de 3,3 para 8,5 bilhões de reais (para 2014, o valor também foi
aumentado de 3,3 para 9,9 bilhões de reais). No entanto,
Os custos do setor elétrico em 2013 e 2014 foram muito maiores do que os previstos pelo governo.
Isto se deveu à combinação de dois fatores: (i) o consumo das distribuidoras não estava 100%
coberto por contratos, ao contrário do que determina a regulamentação setorial; e (ii) os custos de
compra da diferença entre consumo e contrato no mercado de curto prazo foram extremamente
elevados.
Descontratação das distribuidoras
Em dezembro de 2012 venceram cerca de 8.600 MW médios em contratos de suprimento de energia
das distribuidoras. Estes contratos haviam sido firmados no primeiro leilão de energia existente,
realizado em 2005. Como as distribuidoras têm obrigação regulatória de estar 100% contratadas, era
vital (e está na lei) que fosse realizado até o fim de 2012 um leilão de recontratação.
No entanto, as distribuidoras não têm autoridade para convocar, por si mesmas, um leilão de
contratação; esta convocação só pode ser feita pelo governo. Por razões que serão discutidas
posteriormente, o governo não determinou a realização do leilão. Como consequência, as
distribuidoras ficaram descontratadas em 2.000 MW médios em 2013; e em 2.500 MW médios em
12
2014 .
Custos adicionais em 2013
A única opção para as distribuidoras, em uma situação de descontratação, é comprar a diferença entre
o consumo de energia e o montante contratado no mercado de curto prazo. Como visto acima, as
distribuidoras devem arcar com as despesas de compra até a época da revisão/reajuste tarifário,
12
A razão de as distribuidoras não ficarem descontratadas em 8.600 MW médios, que foi o montante de contratos que
expirou, é que 5.100 MW médios destes contratos foram compensados por contratos a preços mais reduzidos das geradoras
do grupo Eletrobrás (que, como visto, aderiu à renovação das concessões); e 1.500 MW médios adicionais eram contratos
suplementares ao consumo previsto (este suplemento é permitido pela regulamentação, pois permite que o consumo fique
100% coberto por contratos mesmo com aumentos inesperados do mesmo). Portanto, o montante descontratado é igual à
8.600 – 5.100 – 1.500 = 2.000 MW médios.
5
quando as mesmas serão ressarcidas através de um aumento de tarifas. No entanto, como os preços de
curto prazo estavam extremamente elevados, estas despesas de compra foram bilionárias. Como
consequência, a capacidade financeira das distribuidoras se exauriu rapidamente e, já em março de
2013, elas corriam um sério risco de “quebrar”. Diante desta situação emergencial, o governo
procurou reequilibrar economicamente as distribuidoras através de um empréstimo (sem juros) de 10
bilhões de reais, que seria pago em cinco anos, a partir de 2014, através de um aumento nas tarifas
13
(posteriormente, este primeiro pagamento foi adiado para 2015) . Isto nos permite concluir que:
O custo adicional para setor elétrico em 2013 devido à descontratação e subsídios foi 18,5 bilhões
de reais, dos quais 10 bilhões serão pagos pelos consumidores, a partir de 2015; os 8,5 bilhões
restantes foram pagos pelos contribuintes naquele ano (subsídio para garantir a redução nas
14
tarifas almejada pelo governo, visto acima) .
Custos adicionais em 2014
Apesar de todas as usinas termelétricas terem sido acionadas de forma quase ininterrupta ao longo de
15
2013 , e de a hidrologia naquele ano ter sido bastante favorável, os reservatórios das usinas
hidrelétricas continuaram a esvaziar (a razão para este comportamento anômalo das hidrelétricas será
discutida posteriormente). Como consequência, os preços no mercado de curto prazo de 2014 foram
ainda mais elevados do que os de 2013. Dado que as distribuidoras continuavam a ter que comprar
16
energia no mercado de curto prazo (agora para compensar uma exposição de 2.500 MW médios ), o
desequilíbrio financeiro voltou a ocorrer, e ainda mais severo do que em 2013.
A PSR estimou os custos de 2014 fazendo balanços detalhados, para cada distribuidora, das diferenças
entre as despesas conjunturais (incluindo compra de energia no mercado de curto prazo, pagamento
do custo de combustível das térmicas contratadas por disponibilidade, e outros) e o montante previsto
pela ANEEL para a parcela conjuntural das tarifas17. Em outras palavras, está se calculando os custos
adicionais aos que os consumidores pagariam em uma situação normal, em que as distribuidoras não
estivessem descontratadas. Observa-se, adicionalmente, que os balanços levaram em conta os
resultados do leilão de contratação de energia existente realizado em maio de 2014, o qual reduziu a
exposição das distribuidoras de 2.500 para cerca de 500 MW médios. O resultado destes balanços
indica que:
O custo adicional estimado para as distribuidoras em 2014 será 25,3 bilhões de reais.
13
Formalmente não houve um empréstimo, e sim, um repasse da CDE às distribuidoras, a ser devolvido em cinco anos a
partir de 2014.
A rigor, também deveria ser contabilizado como custo para o contribuinte o fato de o empréstimo de 10 bilhões de reais do
Tesouro ter juro zero De maneira muito simplificada, supondo que a taxa de captação do governo é cerca de 7%, o subsídio
financeiro seria dado pelo produto 14,5  0,07  1 bilhão de reais por ano. A conta real é mais complexa, porque é necessário
descontar o valor amortizado de cada ano.
15
Mais precisamente, o acionamento maciço das usinas termelétricas começou em outubro de 2012 e deve continuar até o
final de 2014.
16
Uma das razões principais para a exposição ter aumentado de 2013 para 2014 é que, ao final de 2013, expiraram outros
contratos de suprimento que haviam sido firmados no leilão de 2005 mencionado anteriormente.
17
De janeiro até abril foram usadas as informações registradas pela ANEEL e pelo mercado de curto prazo; a partir de maio,
estes custos vieram de simulações probabilísticas da operação do sistema.
14
6
A tabela a seguir mostra como este custo será pago pelos consumidores.
Montante
(bilhões R$)
3,1
7,8
1,2
11,2
1,9
25,3
Como será pago pelo consumidor
A ser repassado nas tarifas de 2015 (distribuidoras que já tiveram reajuste
tarifário até abril de 2014)
A ser repassado nas tarifas de 2014 (reajustes)
Empréstimo do Tesouro (a ser pago em cinco prestações a partir de 2015)
Empréstimo bancário (a ser pago em dois anos a partir de 2015)
Saldo (possivelmente será pago com novo empréstimo bancário)
Total
Por sua vez, os contribuintes deverão pagar, em 2014, 12,7 bilhões de reais (soma de 9,9 bilhões de
reais previstos no Orçamento da União, e já mencionados, com 2,8 bilhões de adicionais prometidos
18
pelo governo para serem injetados esse ano ). Em resumo:
O custo adicional para setor elétrico em 2014 deverá ser 38 bilhões de reais, dos quais 25,3 bilhões
serão pagos pelos consumidores (uma parte menor em 2014, o restante a partir de 2015); os 12,7
bilhões restantes serão pagos pelos contribuintes. Somando os valores de 2014 aos 18,5 bilhões de
reais de 2013, calculados anteriormente, chega-se a um total de 56,5 bilhões de reais para o biênio.
Se permanecerem as regra atuais, os consumidores arcarão com 25,3 + 10 = 35,3 bilhões, e os
contribuintes, com 12,7 + 8,5 = 21,2 bilhões.
Tarifas de 2014 e 2015
As tarifas de fornecimento para 2014 e 2015 foram estimadas calculando, para cada distribuidora, os
custos estruturais, conjunturais e encargos e o processo de revisão / reajuste tarifário das mesmas. Em
particular, incorporou-se nas tarifas de 2015 o benefício de contratos de geração mais baratos devido
aos leilões das concessões hidrelétricas vincendas que serão realizados a partir de julho daquele ano
(4.6 GW médios).
A figura a seguir mostra as tarifas de fornecimento (média para as 30 maiores distribuidoras) para a
classe de consumo A4-Azul nos seguintes momentos: (i) dezembro de 2012, isto é, imediatamente
antes de entrarem em vigor as medidas de redução tarifária; (ii) média de 2013; (iii) média projetada
para 2014; e (iv) média projetada para 2015. Todos os valores estão ajustados monetariamente para
abril de 2014.
18
O montante de recursos adicionais anunciado pelo governo à época do empréstimo da CCEE foi de 4 bilhões de reais, dos
quais 1,2 bilhões foram usados para bancar os custos das distribuidoras no mês de janeiro e, portanto, já foram
contabilizados na tabela de custos dos consumidores apresentada acima. Das declarações dos agentes governamentais, a PSR
ficou com a impressão que a diferença de 4 – 1,2 = 2,8 bilhões de reais a que nos referimos seria um aporte a fundo perdido
(mais precisamente, achado no bolso do contribuinte). No entanto, como nossos leitores já devem ter notado, rien n’ést
simple nas contas setoriais.
7
Observa-se na figura que, de fato, houve uma redução de 20% nas tarifas de 2013 com relação a
dezembro de 2012. (Como visto acima, esta redução foi obtida à custa de um empréstimo de 10
bilhões de reais, a ser pago pelos consumidores a partir de 2015; e de subsídios de 8 bilhões de reais
dos contribuintes.) Para 2014, onde uma parte dos custos adicionais foi repassada às tarifas (o restante
foi transferido para 2015), estima-se um aumento médio de 10% em termos reais (incluindo a
inflação, o aumento é cerca de 16%). Finalmente, observa-se que o aumento estimado das tarifas de
2015 em relação a 2014 é 12% (valores reais). Com este aumento,
As tarifas de 2015 deverão voltar ao nível de dezembro de 2012, em termos reais, o que significa
uma reversão da redução almejada pelo governo na MP 579.
E o custo pode ser ainda maior...
No maio de 2014 foi noticiado que despesas referentes à CCC, que são cobertas pela CDE, não
estavam sendo pagas desde setembro de 2013, sendo que o valor correspondente ao período de
19
setembro a dezembro de 2013 era de 1,9 bilhões de reais . Pouco depois da notícia, o governo
20
anunciou que esses valores haviam sido liquidados em sua totalidade . Estes eventos mostram que há
defasagens nas contas publicadas da CDE, e indicam a possibilidade de que existam outras pendências
que não foram consideradas em nossas estimativas.
E se o PLD cair?
Os valores do PLD na segunda semana de junho estão na faixa de pouco mais de 200 R$/MWh,
contrastando com os quase 600 R$/MWh da primeira semana do mês e os 822 R$/MWh das semanas
anteriores.
19
20
Vide em http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/Regulacao_e_Politica.asp?id=101288
Vide http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/Negocios_e_Empresas.asp?id=101517
8
Ainda estamos analisando as causas desta queda vertiginosa do PLD, que não encontra, a nosso ver,
respaldo em alguma melhoria radical da situação de oferta e demanda do sistema. Em particular, as
usinas térmicas aparentemente continuarão despachadas, inclusive usinas com custos variáveis muito
acima do novo PLD.
O efeito desta baixa do PLD, se acompanhada da permanência de (quase) toda a geração térmica, será
o de transferir parte dos custos da atual crise de um grupo de agentes para outro. Com isso, as despesas
alocadas à CDE tenderão a reduzir, porém o ESS tenderá a aumentar, inclusive impondo custos a
outro conjunto de agentes (por exemplo, consumidores livres, mesmo aqueles que tenham se
contratado e se imaginavam 100% protegidos destes custos), além de reavivar a polêmica a respeito da
alocação deste encargo criado pela Resolução CNPE nº 03/2013, que é objeto de contestação judicial.
Além disso, consumidores que, estimulados pelo alto valor do PLD, procuram reduzir o seu consumo,
através de medidas e conservação e também produzindo energia por meios alternativos (ex. usando
geradores diesel que normalmente servem como backup) possivelmente voltarão a consumir energia
da rede, deteriorando as perspectivas da com relação ao suprimento neste e no próximo ano.
Quanto destes custos foi confusão, e quanto foi azar?
A análise acima nos permite concluir que os custos adicionais resultantes da combinação de
descontratação das distribuidoras e preços elevados no mercado de curto prazo por um longo período
tiveram um impacto bastante adverso para a competitividade da indústria, bem como para
consumidores e contribuintes em geral. A magnitude deste impacto negativo torna importante
analisar, em mais detalhe, porque esta combinação adversa ocorreu. O objetivo desta análise,
obviamente, não é fazer “engenharia de obra feita”, e sim identificar se há alguma medida
preventiva/corretiva que deveria ser tomada para evitar que problemas semelhantes voltem a ocorrer
no futuro.
Por que o leilão de contratação em 2012 não foi realizado?
O governo nunca explicou o porquê desta decisão. Na opinião da PSR, a explicação mais plausível é
que o governo esperava que a adesão de todos os geradores à proposta de renovação das concessões da
21
MP 579 permitisse compensar plenamente os contratos expirados , o que acabou não ocorrendo. No
entanto, o mais importante em termos de perspectivas futuras é que o governo percebeu o problema e
tentou corrigi-lo em três ocasiões: a primeira foi um leilão extraordinário em abril de 2013, que não
atraiu geradores interessados; um segundo leilão, realizado ao final de 2013, atendeu cerca de 40% do
consumo descontratado. Finalmente, o terceiro leilão (final de abril de 2014) conseguiu reduzir a
22
maior parte da exposição das distribuidoras ao mercado de curto prazo .
21
Ver nota de rodapé 4.
A PSR considera que o leilão de maio foi fundamental para reduzir a hemorragia de custos de compra de energia no curto
prazo. No entanto, como não existe almoço grátis, este custo não desapareceu; ele foi transformado em um pagamento de
contratos a 260 R$/MWh (o dobro do preço dos leilões de nova capacidade) ao longo de cinco anos. Em outras palavras,
como mostrado em uma edição anterior do ER, o valor presente dos custos dos contratos equivale (depois de ajustes por
risco) ao valor esperado da renda dos geradores caso eles continuassem vendendo sua energia no mercado de curto prazo em
2014 (e uma parcela menor em 2015).
22
9
A análise acima nos permite concluir que a situação de descontratação das distribuidoras não deve se
repetir no futuro. Isto nos leva à próxima questão: por que os preços no mercado de curto prazo
estiveram tão altos nos últimos 18 meses.
Por que os preços de curto prazo estiveram - e estão - tão elevados?
A resposta do governo a esta questão é que estamos em uma situação de seca extremamente severa. No
entanto, será visto a seguir que a explicação é mais complexa. A primeira observação é que:
Embora a hidrologia do início de 2014 tenha sido de fato adversa, a hidrologia em 2013, quando o
problema começou, foi quase igual à média histórica, o que é uma condição bastante favorável.
2013
2001
2012
1953
Observa-se adicionalmente que, apesar desta hidrologia favorável e de as usinas termelétricas terem
sido fortemente acionadas durante todo o ano de 2013, os reservatórios das hidrelétricas esvaziaram ao
longo do ano, agravando a situação de 2014.
10
89% 88%
84%
82%
80%
77%
75%
72% 72%
75%
EARM SIN (%max) 69%
75%
66%
67%
62%
61%
58%
63%
57%
55%
59%
63%
60%
55%
61%
49%
47%
46%
37%
44%
43% 43%
40%
39%
38%
Jan‐14
Oct‐13
Jul‐13
Apr‐13
Jan‐13
Oct‐12
Jul‐12
Apr‐12
Jan‐12
Oct‐11
Jul‐11
Apr‐11
Jan‐11
42%
40%
33%
31%
Apr‐14
83%
O rápido esvaziamento dos reservatórios em 2012 (em questão de meses, o sistema passou do maior
armazenamento para o mês de Janeiro já registrado para um dos piores) também chama a atenção. A
razão é que, à primeira vista, não havia razão para a ocorrência deste esvaziamento abrupto: (i) as
afluências ao longo do ano não foram particularmente secas (87% da média histórica, o que é melhor
do que 25% das séries registradas; lembrem que o sistema é planejado para resistir às piores secas já
ocorridas); e (ii) de acordo com o balanço da EPE no Plano Decenal, a capacidade estrutural de
geração era bem superior à demanda.
Para entender melhor o que estava ocorrendo, reproduziu-se o processo de esvaziamento dos
reservatórios em 2012 através de um “backcasting”, isto é, uma simulação operativa em que, a cada
mês simulado, o modelo computacional que representa em detalhe a operação do sistema23 recebe,
como dados de entrada, exatamente o que ocorreu naquele mês. Mais precisamente, informa-se ao
modelo computacional os seguintes valores: (i) níveis de armazenamento registrados em cada
reservatório no início de janeiro de 2012; (ii) consumo verificado em cada região; (iii) vazões que
chegaram a cada usina hidrelétrica ao longo daquele mês; e (iv) idem para a energia produzida por
cada usina termelétrica (gás, carvão, nuclear, óleo etc.) e pelas usinas eólicas e a biomassa. Com base
nestas informações, o modelo calcula os níveis de armazenamento que os reservatórios teriam ao final
24
de janeiro . Este nível calculado é então usado como dado de entrada para a simulação do mês
seguinte, fevereiro, juntamente com os valores de demanda, vazões, geração térmica etc. ocorridos
naquele mês; e assim por diante, até o fim de dezembro de 2012.
23
Este modelo computacional é o mesmo que o Operador Nacional do Sistema (ONS) usa para tomar as decisões operativas
reais; e que os órgãos do governo como o MME e a EPE utilizam para fazer as projeções de segurança operativa que vem
sendo divulgadas na imprensa.
24
Observa-se que o total de geração hidrelétrica do backcasting, a cada mês, será idêntico ao ocorrido na realidade, pois a
geração hidrelétrica é, por construção, dada pela diferença entre consumo e a soma das gerações termelétricas e renovável
(eólica e biomassa), cujos valores são informados ao modelo. Em outras palavras, o único “grau de liberdade” do modelo de
simulação no backcasting é decidir quais as hidrelétricas que irão produzir o total de geração hidrelétrica pré-determinado
para aquele mês.
11
Energia Armazenada do SIN ‐ % energia armazenável máxima
Dado que: (i) o modelo de simulação deveria representar de maneira bastante fiel à operação real do
sistema (pois, como mencionado, é usado tanto pelo ONS como pela agência de planejamento, EPE);
e (ii) o modelo foi “alimentado”, a cada mês, com os valores que efetivamente ocorreram, era se
esperar que a evolução do nível dos reservatórios resultante deste processo de “backcasting” fosse
bastante próxima à real. No entanto, isto não ocorreu. Como mostra a figura a seguir, o esvaziamento
real dos reservatórios (gráfico de colunas) foi bem mais acentuado do que a simulação oficial (gráfico
de área).
80%
70%
60%
50%
40%
30%
Simulado
Real
03/2012
77%
04/2012
77%
05/2012
76%
06/2012
80%
07/2012
75%
08/2012
68%
09/2012
60%
10/2012
52%
11/2012
50%
77%
75%
72%
73%
70%
58%
47%
37%
33%
Figura 1 – Comparação entre o esvaziamento real e a simulação oficial (backcasting) do sistema em 2012
Um exemplo da discrepância entre a realidade e o que as simulações governamentais indicam é o nível
de armazenamento ao final do ano: a simulação aponta para 50%, um valor bastante razoável para as
condições mencionadas para aquele ano (hidrologia moderada e excesso estrutural de geração). No
entanto, o armazenamento real foi de apenas 33%, uma diferença muito significativa.
A análise de backcasting permite concluir que os modelos oficiais de simulação não estão
representando adequadamente todas as restrições operativas que o ONS vem enfrentando na vida real
(é importante observar que, como mostrado em detalhe na edição anterior do ER, o problema não
está nas equações do modelo computacional, e sim nos parâmetros e dados de entrada do mesmo).
Como consequência, existe um viés otimista nas simulações oficiais. Este viés é preocupante, pois estas
simulações são utilizadas para calcular a capacidade estrutural de suprimento do sistema e para
projetar as condições de segurança de suprimento do sistema.
Uma vez constatado o viés otimista, a próxima pergunta seria: é possível “recalibrar” o modelo de
simulação para eliminar este viés? A resposta é “sim”. Quando se faz esta calibração25, o esvaziamento
simulado passa a estar bastante próximo do real, como mostram as figuras a seguir.
25
No jargão do setor elétrico, a calibração é conhecida como “fator de fricção”.
12
Energia Armazenada do SIN ‐ % energia armazenável máxima
80%
70%
60%
50%
40%
30%
Simulação Fator Fricção
Real
03/2012
83%
04/2012
81%
05/2012
78%
06/2012
77%
07/2012
70%
08/2012
55%
09/2012
45%
10/2012
37%
11/2012
33%
77%
75%
72%
73%
70%
58%
47%
37%
33%
Energia Armazenada do SIN ‐ % energia armaz
Simulação (com calibração) x operação real para 2012
70%
60%
50%
40%
30%
Simulação Fator de fricção
Real
03/2013
55%
04/2013
66%
05/2013
66%
06/2013
68%
07/2013
67%
08/2013
60%
09/2013
52%
10/2013
45%
11/2013
40%
55%
62%
61%
63%
60%
55%
49%
44%
40%
Simulação (com calibração) x operação real para 2013
Estas simulações mais aderentes à realidade operativa permitem mostrar que a razão para a ocorrência
de preços de curto prazo elevados mesmo quando a hidrologia está favorável, como em 2013, é que a
capacidade estrutural de geração (isto é, a capacidade de produção de energia em condições
hidrológicas adversas, que é o critério de planejamento do sistema) está menor do que o consumo. Este
problema pode ser corrigido através da contratação de um reforço na capacidade de geração, estimado
pela PSR em 2.000 MW médios.
Conclusões
Os custos adicionais de 56 bilhões de reais que consumidores e contribuintes pagarão como
consequência dos eventos de 2013 e 2014 é bastante significativo. Como ilustração do que representa
este montante, o governo estimou em março que o custo total de organização da Copa do Mundo,
incluindo tanto os estádios como todas as obras de reformas de aeroportos e construção de
infraestrutura de transporte, seriam 25,8 bilhões de reais, isto é, os prejuízos setoriais dariam para
fazer duas Copas. Em termos do setor elétrico, estes mesmos prejuízos permitiriam construir duas
usinas de Belo Monte26.
26
Orçamento original de 19 bilhões atualizado monetariamente para 2014.
13
Também como consequência destes eventos, a redução de 20% nas tarifas deverá ser revertida (em
termos reais) já em 2015, mesmo considerando os benefícios da licitação das concessões hidrelétricas
naquele ano.
Finalmente, mostrou-se que a maior parte dos problemas não foi causada por condições climáticas, e
sim por decisões e avaliações equivocadas por parte do governo. O primeiro equívoco é factual: não ter
realizado, em 2012, o leilão que asseguraria a cobertura de toda a demanda das distribuidoras por
contratos. O segundo equívoco, agora na opinião da PSR, foi não ter percebido, apesar dos alertas, que
o esvaziamento abrupto dos reservatórios em 2010 e 2012 sinalizava que a operação real do sistema
estava enfrentando restrições e limitações mais severas do que os estudos de planejamento indicavam.
Esta sinalização de que a capacidade de suprimento estava inferior à nominal ficou ainda mais
evidente quando os reservatórios esvaziaram em 2013, apesar de a hidrologia daquele ano ter sido
igual à média histórica, e das térmicas terem sido acionadas permanentemente em sua capacidade
máxima. O ano seguinte, 2014, representa a (falta da) gota d’água deste descolamento entre
desempenho teórico e real: uma seca severa, porém de poucos meses, além de levar os preços de curto
prazo para o teto, criou ameaças severas à segurança de suprimento. Isto seria impossível de ocorrer
se, de fato, o sistema tivesse a reserva estrutural de capacidade estimada pelo governo.
14
REGULATÓRIO
Nesta seção, abordamos os seguintes temas: (i) atrasos, penalidades e execução de garantias: o caso da
transmissão; (ii) atendimento à demanda no leilão A-3 de 2014; e (iii) diretrizes para o leilão de
energia de reserva de 2014.
Atrasos, penalidades e execução de garantias: o caso da transmissão
“As geradoras têm pai, as distribuidoras têm mãe,
e os transmissores não têm pai nem mãe”.
Ministro do TCU José Jorge
O conhecido programa humorístico CQC fez, recentemente, uma reportagem sobre os atrasos na
construção de linhas de transmissão27. A reportagem focou um grande parque eólico da Bahia, pronto
há quase dois anos, porém sem produzir nada, devido ao atraso na construção das linhas de
transmissão. A PSR recomenda que nossos leitores
assistam ao programa por duas razões: (i) é uma
reportagem excelente, muito didática e objetiva;
(ii) o apresentador, um humorista bem
politicamente incorreto (é só dar uma olhada no
site do CQC) não conseguiu achar nada
engraçado, e fez uma reportagem muito mais para
Financial Times do que Casseta e Planeta, o que
ilustra o quão deprimente é a situação.
Evidentemente, estes atrasos sistemáticos têm
preocupado a ANEEL, que está recorrendo a
medidas punitivas cada vez mais severas. Por
28
exemplo, em 20 de maio de 2014, a ANEEL manteve a decisão de executar a Garantia de Fiel
Cumprimento referente ao Contrato de Concessão (de Transmissão) nº 01/2011, referente a
instalações em 230 kV e 69 kV no Rio Grande do Sul que totalizam mais de 100 km em linhas de
transmissão e aproximadamente 750 MVA em capacidade de transformação, devido a atrasos no
cronograma de obras da Transmissora de Energia Sul Brasil Ltda.
Os Contratos de Concessão de Transmissão trazem, já há algum tempo, diretivas específicas sobre a
execução de Garantia de Fiel Cumprimento (GFC) em casos de atraso injustificado. Estas diretivas
referem-se à execução de parcelas da GFC quando de atrasos em relação a diferentes marcos
intermediários do cronograma de projeto/licenciamento/construção/montagem/comissionamento.
Por exemplo, atrasos quanto ao marco de Aquisição e Entrega de Equipamentos e Materiais na Obra
implicam na execução de 39% da GFC, atrasos na etapa de Montagem Eletromecânica implicam em
execução de 15% da garantia, e assim por diante.
27
http://psr.me/6IzHmj
28
Despacho nº 1563.
15
De uma forma geral, a GFC, nos projetos de transmissão, corresponde a 5% da previsão feita pela
ANEEL do montante total de investimento do projeto. A execução da GFC é um evento bastante
significativo para o empreendedor, pois os impactos da execução total da GFC podem corresponder a
uma redução da TIR (real) do acionista da ordem de um ponto percentual29, o que é bastante
significativo. A GFC deve ser recomposta após sua eventual execução (parcial), e é devolvida ao
empreendedor quando o projeto entra em operação.
O problema é que, ainda que este instrumento contratual exista há tempo, a ANEEL vem tendo
problemas em utilizá-lo.
Isto tem ocorrido principalmente quando a GFC apresentada pelo empreendedor é na modalidade
seguro-garantia, a qual, ao menos segundo nossa experiência prática, é justamente o caso mais
comum. As dificuldades reportadas neste caso da Transmissora de Energia Sul Brasil (TESB) são
emblemáticas, e se referem à contestação efetuada não apenas pela transmissora, mas também pela
seguradora, por razões óbvias. No caso da TESB, a ANEEL iniciou as tentativas de execução da GFC
em setembro de 2013, e desde então o processo administrativo tem tido iterações com a TESB e com a
Austral Seguradora, sendo que esta última pediu cópias de itens do contrato e dos instrumentos de
notificação, e alegou que o sinistro não poderia prosperar porque não havia sido esgotado o direito à
defesa e contraditório, dentre outros itens que já são quase praxe nesses casos.
Dificuldades como esta não querem dizer que a ANEEL não tenha penalizado as transmissoras
atrasadas. Há outros mecanismos de penalização que vem sido utilizados, como: aqueles indicados na
resolução normativa que estabelece penalidades para entidades reguladas pela ANEEL30; e a dedução
sobre receitas, através da Parcela Variável (PV), dos empreendimentos “atrasados” depois que estes
entram em operação. Cabe ressaltar que a ANEEL não classifica a dedução através da PV uma
penalidade “formal” e de natureza jurídica equivalente àquelas da REN nº 63/2004, tanto que sua
diretoria não reconheceu recursos administrativos de transmissoras atrasadas que alegavam dupla
penalização (por exemplo, a Chesf31).
A ANEEL tem sido hábil ao utilizar as penalidades da REN nº 63/2004. Por exemplo, as penalidades
são especificadas como percentuais do faturamento das empresas, e, em algumas instâncias, a ANEEL
29
A GFC pode ser apresentada em distintas modalidades: caução em dinheiro; fiança bancária; títulos da dívida pública e
seguro-garantia. Ainda que a discussão que se inicia nos paráfrafos seguintes desta seção se oriente à modalidade de segurogarantia, vale a pena ressaltar que o impacto de até 1 ponto percentual mencionado neste parágrafo corresponde mais
propriamente a situações em que a GFC executada fora apresentada pelo empreendedor em alguma das outras modalidades.
Os arranjos contratuais de GFCs na modalidade de seguro-garantia resultam, via regra, em impactos distintos sobre a TIR do
acionista – o que é natural, dado que o seguro-garantia serve justamente ao propósito de realocação de risco. Entretanto, o
leitor concluirá facilmente que as modificações ao edital do leilão que resultam em melhor determinação das condições para
execução do seguro-garantia, que apresentaremos nos próximos parágrafos, afetam a própria dinâmica de contratação deste
seguro.
30
Resolução Normativa nº 63, de 12 de maio de 2004.
31
Esta declaração fica mais clara ao se considerar o seguinte excerto do Voto da diretoria da ANEEL associado ao Despacho
nº 2182, de 9 de julho de 2013:
“[A] perda de receita e o desconto relativo ao período de atraso na entrada em operação [grifo nosso] das instalações de
transmissão advêm da própria ausência da prestação do serviço público de transmissão e visam evitar o enriquecimento
ilícito do empreendedor, que receberia receita sem haver prestado o respectivo serviço público. [...] Acresce-se que o art. 11
da Resolução Normativa nº 270, de 2007, estabelece que o desconto relativo ao período de atraso na entrada em operação das
instalações de transmissão será efetuado sem prejuízo da aplicação das penalidades regulatórias previstas na Resolução
Normativa nº 63, de 2004, haja vista que a natureza jurídica dessas figuras é diversa.”
16
aplicou a porcentagem sobre faturamento das atividades de transmissão como um todo, e não só do
conjunto específico de instalações atrasadas. Para um exemplo interessante de penalidades segundo a
REN nº 63/2004 (um dentre muitos) vejam o Despacho nº 2182/2013, referente ao atraso dos reforços
autorizados à Subestação Icó 230 kV, por parte da Chesf. Este é um exemplo em que a ANEEL
especificou o percentual de penalização tomando como base todas as receitas da atividade de
transmissão – o que resultou em um percentual pequeno para um mesmo valor monetário absoluto,
mas levou naturalmente à Chesf reclamar da forma do cálculo.
No entanto, o fato é que os impactos das multas aplicados com base na REN nº 63/2004 são em
geral menores do que aqueles que viriam da execução da GFC. Isto contribuía para as
transmissoras possam ver a possibilidade de execução de GFC como remota, o que
potencialmente desincentivava a prudência que deveria pautar a formulação de ofertas nos leilões
de transmissão.
A ANEEL, por outro lado, vem aperfeiçoando as regras para a execução da GFC. O edital deste último
leilão de transmissão32 atualizou essas regras, com especial atenção à questão do seguro-garantia. As
principais novidades quanto a este assunto foram:

Caracterização clara do atraso em mais de 180 dias na entrada em operação comercial como
critério de execução da GFC;

Obrigação de que as GFC aportadas na modalidade seguro-garantia estabeleçam explicitamente na
apólice as mesmas condições de execução estabelecidas pelo Edital.
Espera-se que estes aperfeiçoamentos facilitem a tarefa da ANEEL de executar a GFC quando
necessário, e evitem casos como este da TESB e Austral.
À guisa de comentário final, observamos que no caso de atrasos em empreendimentos de transmissão,
a ANEEL, ao mesmo tempo em que tornou mais simples a execução da GFC no edital deste último
leilão, flexibilizou a regra que impede a participação de transmissoras com histórico de atrasos em
novos leilões. Em notícia publicada no início de abril de 201433, a ANEEL aponta que dentre as
mudanças em relação ao último leilão está o fato de se “[p]ermitir a participação de concessionárias de
transmissão que celebraram Termo de Compromisso de Ajustamento de Conduta (TAC) com a ANEEL,
de acordo com as condições estabelecidas no Edital”. Um possível motivo para este recuo é a percepção
de que a proibição da participação de grandes transmissoras com projetos atrasados estaria
contribuindo para que os descontos se reduzissem e para que alguns lotes ficassem vazios, sem oferta
alguma. Obviamente, a questão é muito mais complicada que isso, pois os lotes vazios se referem à
combinação de fatores: (i) problemas no cálculo das receitas de reserva do leilão (consideração de
custos de referência para cálculo da receita de reserva sem particularização suficiente para cada lote);
(ii) WACC apertada (antes, mesmo com os custos sem particularização suficiente para cada lote, a
32
Leilão nº 01/2014.
Notícia “Aprovado edital do leilão de transmissão nº 01/2014”, publicada pela ANEEL em 08/04/2014 e disponível em
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/noticias/Output_Noticias.cfm?Identidade=7829&id_area=90.
33
17
WACC maior resultava em “buffer” entre receita de reserva e o requisito real de receita do
empreendedor); (iii) dificuldades fundiárias e ambientais; e (iv) prazos excessivamente apertados.
Atendimento à demanda no leilão A-3 de 2014
Mais uma vez, tivemos um leilão de energia nova. E mais uma vez, logo após o leilão tivemos uma
declaração oficial informando que o leilão atendeu plenamente a demanda. E mais uma vez, somos
obrigados a dizer: não foi bem assim.
O leilão, no caso, foi o A-3 de 2014, ocorrido no dia 6 de junho. A declaração de que a demanda foi
praticamente toda atendida parece ser inequívoca: o informe à imprensa divulgado pela EPE, por
exemplo, afirma que o leilão “atendeu 99,7% da demanda das distribuidoras”34. E os problemas
35
aparentemente são os mesmos já discutidos pelo ER : as distribuidoras declaram as necessidades de
energia para o leilão em duas parcelas, uma referente ao crescimento da demanda (que é atendida
prioritariamente), e a outra referente à reposição da energia de contratos que foram rescindidos
porque as respectivas usinas não foram construídas (esta demanda é atendida como segunda
prioridade). Esta prioridade de atendimento funciona como se um voo tivesse sido cancelado por pane
no avião (os contratos rescindidos), e a empresa aérea priorizasse os passageiros com reservas nos voos
subsequentes na mesma rota (a “nova” demanda), ao invés de utilizar as aeronaves disponíveis
respeitando a sequência dos voos programados. E aparentemente as estatísticas de atendimento se
referem apenas à demanda recém declarada, e não incluem à reposição dos contratos rescindidos.
De uma forma ou de outra, temos indicações de que a demanda total das distribuidoras (ou seja,
declaração de necessidade adicional para 2017 somada à reposição dos contratos rescindidos) não foi
totalmente atendida neste leilão, o que, se confirmado, indicaria a possibilidade de déficit estrutural de
energia em 2017, mesmo que todos os projetos contratados sejam concluídos sem nenhum tipo de
atraso. De qualquer forma, estamos mais uma vez priorizando a modicidade tarifária em relação à
segurança do atendimento, igualmente ao que ocorreu no 2º leilão A-5 de 2013, e pelo mesmo
mecanismo36.
Enfim, a melhor maneira de saber como foi o atendimento à demanda do leilão seria a divulgação, de
forma transparente, da demanda declarada pelas distribuidoras. Não vemos nenhum problema em
fazê-lo depois do leilão, e assim saberíamos quanto as distribuidoras pediram, quanto disso foi
demanda “nova” e quanto foi reposição, e que percentagens da demanda “nova” e da reposição de
contratos rescindidos foram atendidas.
Diretrizes para o leilão de energia de reserva de 2014
O MME publicou portaria com as diretrizes para o leilão de energia de reserva de 201437. O leilão foi
marcado para 10 de outubro, e o início do período de suprimento ocorre três anos depois do leilão.
34
Ver Informe à Imprensa sobre o leilão A-3 de 2014, divulgado pela EPE em 9 de junho de 2014 em
http://www.epe.gov.br/leiloes/Documents/Leil%C3%B5es%202014/INFORME%20%C3%80%20IMPRENSA04A3b.pdf
35
Ver edição nº 84 (dezembro de 2013), seção Opinião, sob o título “A demanda foi realmente atendida?”; e edição nº 83
(novembro de 2013), seção Regulatória, sob o título “A demanda do leilão A-3 foi atendida?”
36
Ver edição nº 84 (dezembro de 2013), seção Opinião, sob o título “A demanda foi realmente atendida?”.
37
Portaria MME nº 236, de 30 de maio de 2014.
18
Mesmo sem realizar uma análise mais profunda dessas diretrizes, destacamos alguns pontos para
reflexão:

Mais uma vez, e da mesma forma que tem ocorrido nos leilões de energia nova, os
empreendedores sofrerão prejuízos caso ocorra atraso na entrada em operação de instalações de
transmissão ou de distribuição necessárias para o escoamento de sua energia, mesmo que a
implantação dessas instalações não esteja sob sua responsabilidade. Neste caso, eles simplesmente
deixarão de receber sua receita até que as instalações necessárias para o escoamento estejam em
operação comercial (no caso dos leilões de energia nova, o empreendedor tem a alternativa de
adquirir lastro compensatório, porém não no caso da energia de reserva). E da mesma forma que
ocorre com os leilões de energia nova, esta alocação deste risco ao gerador ocorre como uma
exceção, “só desta vez”, a uma regra geral que estabelece que o gerador não deve correr este risco38.
Considerando o histórico de atrasos na implantação de instalações de transmissão (ver o primeiro
item desta seção Regulatória), entendemos que este risco é extremamente sério, dado que um
atraso poderia inviabilizar completamente um empreendimento, e poderá afastar vários
empreendedores do leilão por uma mera questão de prudência.

As diretrizes estabelecem com detalhes limites para os volumes de energia que cada tipo de usina
eventualmente contratada (eólica, determinados tipos de biomassa, ou solar fotovoltaica) deve
produzir em cada ano, as penalidades no caso de desempenho inferior ao especificado, e os
estímulos a um eventual desempenho superior ao esperado. Esses limites são diferenciados
conforme o tipo de fonte, assim como os períodos de estabilização (4 anos para as eólicas, um ano
para as demais). Só para dar um exemplo dessas diferenças: no caso da fonte eólica, a “margem
superior” é 30% da produção anual, e qualquer produção acima dela (ou seja, acima de 130% do
valor anual de referência) será remunerada a 70% do preço do contrato. No caso da fonte solar, a
margem superior é 15%, e a remuneração da energia produzida além, dela é 30% do preço do
contrato. E no caso da energia proveniente de biomassa a margem superior é 30%, e a
remuneração é 50% do preço do contrato. Como esses valores (assim como outros parâmetros
estabelecidos nas diretrizes) não foram objeto de uma discussão pública transparente, respaldada
por estudos técnicos de divulgação geral, não somos capazes de dizer se eles são ou não
adequados, ou mesmo se as diferenças entre as fontes são justificadas pelas suas características
distintas.
38
Ver Portaria MME nº 132, de 25 de abril de 2013, art. 16.
19
AMBIENTAL
O documento do ONS “Inventário das restrições operativas hidráulicas dos aproveitamentos
hidrelétricos” detalha diversas restrições operativas das usinas hidrelétricas. São 154 páginas com
informações sobre as diversas restrições hidráulicas que precisam ser atendidas pela operação das
usinas hidrelétricas.
Para ilustrar, a primeira restrição deste documento mostra que a UHE Barra Bonita, localizada no rio
Tietê, precisa: (i) manter um nível de água mínimo em seu reservatório na cota 446,5m, de forma a
assegurar a navegabilidade no rio Tietê; (ii) por outro lado, suas turbinas não podem operar em níveis
acima de 452,5m, porque a água que subiria pelo poço da comporta da tomada d’água inundaria a
casa de força; (iii) adicionalmente, vazões defluentes acima de 1.300 m3/s provocam ondas que
dificultam a navegação (a eclusagem das embarcações fica inviabilizada se o nível d’água a jusante da
usina ultrapassa 429,7m); (iv) se as vazões defluentes excederem 2.000 m3/s, começam a ocorrer danos
significativos a jusante, tais como inundações de uma churrascaria e uma usina de açúcar; (v) para
finalizar, a taxa de variação da vazão liberada está limitada a 10% do valor da hora anterior, para
vazões acima de 1000 m3/s.
Além de mostrar como é complexa a operação do SIN, o exemplo de Barra Bonita permite que se
façam algumas reflexões. Por exemplo, suponha que a remoção da churrascaria e usina de açúcar
permitisse uma melhoria na operação da UHE Barra Bonita, e que as compensações aos proprietários
fosse 2 milhões de reais. Suponha ainda que o valor presente do benefício econômico de uma operação
menos restritiva - viável a partir da remoção destas construções - seja estimado, através de modelos de
simulação, em 20 milhões de reais. Em outras palavras, haveria uma relação de 10 para 1 entre os
benefícios aos consumidores de energia elétrica pela maior flexibilidade de operação e os custos que
viabilizariam esta nova operação. Em termos de análise de decisão, é o que os americanos chamam no
brainer: vale a pena gastar 2 milhões para ter um benefício de 20 milhões. No entanto, não existem
instrumentos regulatórios no setor elétrico que permitiriam à AES Tietê (operadora da usina)
promover a remoção e usar recursos setoriais (por exemplo, a CDE) para pagar as indenizações. Em
outras palavras,
Há atualmente uma ótica estreita de que custos externos ao setor elétrico prejudicariam a busca
pela modicidade tarifária. No entanto, como vista acima, o mantra de “nenhum real gasto fora do
setor elétrico” impede o aproveitamento de excelentes oportunidades para beneficiar os
consumidores.
Isto nos permite concluir que é preciso criar um mecanismo institucional que permita ao setor elétrico
viabilizar intervenções “extra-setoriais” de forma a permitir flexibilizar restrições operativas de usinas
hidrelétricas do SIN em benefício dos consumidores. A flexibilização de regras operativas precisa ser
acompanhada por alteração de marco legal.
Um segundo exemplo de oportunidades não aproveitadas foi apresentado no editorial do ER de
novembro de 2013, no caso do baixo São Francisco. Naquela ocasião concluímos que era possível
reduzir definitivamente a vazão mínima à jusante de Sobradinho de 1300 m3/s para 1100 m3/s.
Mostramos que, ao que tudo indica, o custo desta adaptação seria constituído por:
20


Intervenções de infraestrutura, como a instalação de bombas ou o alongamento de dutos de forma
a melhorar a captação de água de alguns municípios, ou adaptação destas captações, o que for
melhor;
Alteração na operação de Sobradinho para que gere “pulsos” de água durante a passagem de
comboios pelo rio, de forma a evitar que estas embarcações encalhem em bancos de areia; e
também durante períodos de maré vazante, para evitar problemas de intrusão da cunha
39
marítima .
O editorial concluiu que se estas compensações fossem feitas e a operação de Sobradinho fosse
flexibilizada (algo perfeitamente possível), haveria espaço para uma alteração definitiva da vazão
mínima a jusante de Sobradinho com ganhos para todos.
Um terceiro exemplo de oportunidade para soluções ganha-ganha, ainda com Sobradinho: uma
recente dissertação de mestrado40 descreveu reivindicações feitas por grupos representantes de
pescadores do médio e baixo São Francisco para que fossem elevadas as vazões a jusante de
Sobradinho nos meses de chuvas. Estas cheias eram responsáveis pela formação de lagoas marginais,
um importante habitat natural para a procriação de diversas espécies de peixes locais. Com a
3
construção de Sobradinho, vazões superiores a 3000 m /s, que ocorriam praticamente todos os anos,
deixaram de existir. Se Sobradinho alterasse sua restrição operativa (com impacto sobre seu volume de
espera), haveria um ganho significativo para a operação do SIN e benefícios para a procriação de
espécies de peixes. O custo desta adaptação seria a remoção de infraestrutura (casas, escolas, estradas,
etc.) construída próxima às margens do rio em áreas antes inundáveis. Novamente, mesmo se o
benefício ao SIN superasse amplamente o custo das compensações, falta um mecanismo institucional
que viabilize esta solução.
Fazer contas
Como já discutido em algumas edições passadas desta seção Ambiental, medidas estruturais com
alterações sobre a operação de usinas hidrelétricas devem ser analisadas em profundidade. É preciso
sempre que sejam feitas avaliações numéricas detalhadas, com emprego dos melhores modelos
computacionais disponíveis. Há muito espaço de melhorias neste sentido.
Para ficar num exemplo, a PSR investigou a possibilidade de uma operação da usina da UHE Baixo
Iguaçu seguindo um perfil mais adequado às necessidades do Parque Nacional do Iguaçu: manutenção
de condições cênicas durante horário de visitação e o fim das preocupações com a possibilidade de
erosão nas margens do rio, que poderia ser provocada por ondas que resultariam da rápida variação da
potência gerada pela usina no atendimento da demanda de ponta do SIN. A discussão envolvia
diversos atores, tais como Neoenergia (empreendedora), IBAMA, Ministério Público, ONS, ICMBio e
Parque Nacional do Iguaçu. A PSR utilizou um modelo com representação detalhada da operação da
usina e verificou que seria perfeitamente possível atender as restrições operativas solicitadas. No caso
da vazão mínima a jusante, as avaliações demonstraram que a cascata poderia operar para valores bem
39
Em “português”, trata-se do avanço da água salina que resulta de maré alta com baixa vazão do rio. O mar adentra o rio, o
que pode provocar problemas para a captação de água em municípios próximos da foz do rio São Francisco.
Dissertação de mestrado “Hidrogramas ambientais para o baixo rio São Francisco: avaliação de impactos sobre a geração
hidrelétrica” de Thiago Vasconcellos Barral Ferreira. COPPE/UFRJ, abril de 2014.
40
21
superiores ao estabelecido, com impacto desprezível para o setor elétrico. Resumindo: após a
utilização de ferramenta analítica foi possível constatar que estávamos diante de um falso problema.
A experiência serve para ressaltar a importância da simulação de regras operativas41, revisitando o
nosso já conhecido bordão de que “é preciso fazer contas”. Só que fazer contas e avaliar benefícios e
impactos é condição necessária, mas não suficiente. É preciso que as questões sejam discutidas de
forma transparente e, se possível, desprovida de senso de urgência.
Diálogo
Os representantes de usuários de água têm hoje a percepção de falta de clareza por parte do setor
elétrico, e a sensação que este não pretende (e, como visto acima, nem pode) gastar um centavo sequer
no atendimento de suas reivindicações. Assim sendo, procedem de forma defensiva, usando a negativa
como resposta-padrão a qualquer sugestão de alteração de regra operativa. É preciso melhorar o
diálogo, dar maior transparência ao processo e buscar mecanismos que minimizem a barreira imposta
pela assimetria de informações. O uso de um mesmo modelo computacional por diversos stakeholders
pode ajudar a estabelecer um diálogo de maior confiança, que seja mais produtivo na viabilização do
processo de negociações entre as partes. É uma prática comum em algumas partes do mundo,
infelizmente ainda pouco usual no Brasil. Este aspecto - um ambiente que permita a análise objetiva
das alternativas por diferentes stakeholders - é a grande motivação de um projeto de P&D desenvolvido
pela PSR na área de elaboração de inventários de bacias hidrelétricas via comparações de alternativas
de divisão de quedas considerando aspectos de engenharia e socioambientais.
Recente solicitação do ONS
Em evento recente do setor elétrico, o Diretor Geral do ONS mencionou a necessidade de que algumas
restrições relacionadas ao uso múltiplo da água e condicionantes ambientais sejam flexibilizadas. Os
objetivos apresentados pelo ONS seriam manter o armazenamento nas cabeceiras dos Rios Grande,
Paranaíba, Tocantins e São Francisco, de forma a permitir uma maior governabilidade das usinas
hidráulicas, a disponibilidade de potência das usinas, e a garantia de atendimento aos requisitos
energéticos e de potência ao longo de 2014.
O ONS tem a prerrogativa de sugerir alterações de regras operativas em coordenação com a Agência
Nacional de Águas. De fato, a Lei 9.984 de 17 de julho de 2000 (Lei da criação da ANA) estabelece em
o
seu Artigo 4 o seguinte:
o
§ 3 Para os fins do disposto no inciso XII deste artigo, a definição das condições de operação de
reservatórios de aproveitamentos hidrelétricos será efetuada em articulação com o Operador Nacional
do Sistema Elétrico – ONS.
Portanto, a solicitação de alteração de regras operativas de usinas hidrelétricas está prevista em Lei e
pode ser feita pelo ONS em articulação com a ANA.
Mais especificamente, as medidas propostas pelo ONS envolvem a redução de vazões mínimas a
jusante das usinas de Três Marias e Sobradinho, no Rio São Francisco, e a jusante da usina de Serra da
41
Troque operativas por regulatórias, se preferir. O sentido se mantém.
22
Mesa, no rio Tocantins. No caso da Tietê-Paraná, a medida proposta seria baixar o volume mínimo de
três reservatórios, com potencial impacto sobre a hidrovia Tietê-Paraná. Por último, no caso da usina
Mascarenhas de Moraes, a medida proposta pelo ONS também envolve reduzir o volume mínimo,
neste caso impactando uma captação de água. As medidas propostas pelo ONS estão resumidas no
quadro abaixo:
A PSR compreende a motivação do ONS, e vê na iniciativa do Operador uma oportunidade para
chegarmos a soluções ganha-ganha:

Simulação das medidas propostas: o ONS apresentou estudo prospectivo do impacto sobre os
volumes finais em reservatórios importantes do SIN ao final do período seco, se as alterações da
tabela fossem realizadas, o que serviu para respaldar tecnicamente sua solicitação. Esta é uma
prática saudável que precisa ser valorizada e se constituir a regra geral.

Avaliação de externalidades: é preciso criar mecanismos institucionais para o setor elétrico
compensar ou tomar medidas que mitiguem as externalidades provocadas por mudanças de regras
operativas. Tomemos o exemplo da vazão mínima a jusante de Serra da Mesa (300 m3/s). Reduzir
3
este valor a 66 m /s (bem abaixo da condição ambiental) precisa obviamente ser bem avaliado
42
pelas equipes da ANA e IBAMA .

Comunicação/transparência: medidas que propõem alterações em regras operativas com possíveis
impactos sobre outros setores usuários de água devem ser discutidas e analisadas em
profundidade, de forma transparente e abrangente. Isto não deve ocorrer em momentos aflitivos,
sob o efeito de condições conjunturais. Neste sentido, o timing da solicitação do ONS é infeliz.
Outra preocupação é que a possível acomodação emergencial dos pedidos do ONS não seja
seguida por uma discussão estrutural sobre como gerenciar da melhor maneira possível os
interesses de diferentes agentes para o uso dos recursos. Por exemplo, o mesmo pedido
emergencial de reduzir as vazões mínimas do rio São Francisco já havia sido feito no ano de 2013,
e em anos anteriores. As divergências que evidenciam a necessidade de uma gerência integrada
destes recursos, onde cada setor seja tratado em pé de igualdade com o setor elétrico, se torna
ainda mais evidente quando se examina a questão das eclusas das usinas hidrelétricas. Como
42
Como desconhecemos as causas desta restrição, recorreremos a um exemplo hipotético para, mais uma vez, reforçar o
conceito da necessidade de compensação pelo setor elétrico das externalidades provocadas: se a vazão mínima é mantida para
garantir a qualidade da água num trecho do rio exposto a uma grande carga de esgoto então, como contrapartida, o setor
elétrico viabilizaria a construção, operação e manutenção da estação de tratamento de esgoto no local.
23
amplamente mostrado em diversos estudos, as hidrovias possibilitam uma redução expressiva dos
custos do agronegócio, que é um dos principais agentes para o crescimento econômico do país.

Adequação de mecanismo institucional: é possível (e até provável) que exista espaço para
situações “ganha-ganha”, como sugere a análise do rio São Francisco. Para que esta, e outras,
oportunidades sejam aproveitadas, é necessário não somente termos um mecanismo para
compensação das externalidades negativas, como também estimular no setor elétrico uma
“cultura” de que, embora nossas reivindicações sejam, na maioria das vezes, lógicas e urgentes, as
necessidades de todos os demais usuários da água são igualmente legítimas, e devem ser tratadas
em pé de igualdade com as do nosso setor. Em outras palavras, precisamos fazer com que “usos
múltiplos” não sejam somente uma expressão retórica, mas uma busca de soluções que beneficiem
todos os usuários de um recurso cada vez mais escasso e precioso.
24
JURÍDICO
REIDI: possibilidade de fruição do benefício sobre os investimentos de acesso e
conexão implementados pelos geradores e transferidos às concessionárias
acessadas por imposição legal
Advocacia Waltenberg
43
O presente artigo tem por escopo examinar o significado e a abrangência dos projetos de
geração de energia elétrica no contexto do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da
Infra-Estrutura (“REIDI”), especificamente no que respeita à viabilidade de serem ou não passíveis de
apropriação do benefício os investimentos implementados para o acesso e conexão ao Sistema
Interligado Nacional (“SIN”), seja em instalações de transmissão ou de distribuição.
O tema encontra relevância especialmente em relação aos investimentos de acesso e conexão
cuja responsabilidade de implantação é legalmente atribuída ao titular do projeto de geração, mas que
devem ser necessariamente por ele transferidos à transmissora ou distribuidora acessada. Isto é, apesar
dessa obrigação e correspondentes custos serem impostos aos titulares dos projetos de geração, tais
investimentos não permanecem vinculados aos seus patrimônios.
Questão paralela e também relevante sobre o tema diz respeito às situações em que os titulares
do empreendimento de geração optam por implementar diretamente instalações de acesso cuja
responsabilidade é legalmente atribuída às transmissoras e distribuidoras acessadas, com o propósito
de compatibilizar os prazos necessários à entrada em operação das suas unidades geradoras.
No intuito de esclarecer as questões levantadas, faz-se no presente estudo uma análise da
legislação regente do REIDI buscando-se contemplar os seus principais aspectos e, sobretudo,
compreender seu alcance em consonância com as finalidades para as quais foi instituído.
Caracterização geral do REIDI
O REIDI foi instituído no contexto do Programa de Aceleração do Crescimento (“PAC”), com
a edição da Medida Provisória nº 351/2007, posteriormente convertida na Lei nº 11.488/2007. Por
meio do benefício, se suspende a exigência do PIS/PASEP, PIS-Importação, COFINS e COFINSImportação incidentes sobre a (i) venda ou importação de máquinas, aparelhos, instrumentos,
equipamentos, e materiais de construção utilizados em obras de infraestrutura e destinados ao ativo
imobilizado, e sobre (ii) serviços e aluguel de máquinas, aparelhos, instrumentos e equipamentos
utilizados em tais obras. Essa suspensão converte-se em alíquota zero após a incorporação ou
43
Artigo elaborado pelos advogados André F. Edelstein e Eduardo R. Evangelista, integrantes da Advocacia Waltenberg. As
opiniões e argumentos apresentados neste artigo não refletem necessariamente o entendimento da PSR.
25
utilização na obra de infraestrutura dos bens ou dos serviços adquiridos ou importados com o regime
do REIDI.
De acordo com a Lei nº 11.488/2007, podem ser beneficiárias do REIDI as pessoas jurídicas que
tenham projeto aprovado para implantação de obras de infraestrutura nos setores de transportes, portos,
44
energia, saneamento básico e irrigação . No caso do setor de energia elétrica, o artigo 5º, II, “a”, do
Decreto nº 6.144/2007 expressamente relaciona como possíveis beneficiários do REIDI as pessoas
jurídicas de direito privado titulares de projeto nos setores de geração, cogeração, distribuição e
transmissão de energia.
Vale ressaltar que, de acordo com o Decreto nº 6.144/2007 e a Instrução Normativa RFB nº
758/2007, os benefícios do REIDI vigoram nas aquisições, locações e importações de bens e nas aquisições
e importações de serviços, vinculadas ao projeto aprovado, realizados no período de 5 (cinco) anos
contados da data da publicação do Ato Declaratório Executivo da Secretaria da Receita Federal
deferindo a habilitação da empresa no REIDI, ficando atribuído ao Ministério responsável pelo setor
favorecido definir, em portaria, os projetos que se enquadram como aptos a solicitar a habilitação ao
45
REIDI .
No caso do setor elétrico, o trâmite para a aprovação de projetos como aptos a se
enquadrarem no REIDI foi disciplinado pela Portaria MME nº 267/2007, revogada e substituída pela
Portaria MME nº 319/2008, e mais recentemente, pelas Portarias MME nº 274/2013 e nº 310/2013,
que regulamentam o tema na atualidade.
O conjunto normativo supramencionado será a base para a verificação quanto ao alcance do
REIDI no contexto dos investimentos necessários ao acesso e conexão das instalações de geração ao
SIN.
Das instalações de acesso e conexão aos sistemas de transmissão e distribuição
A fim de melhor contextualizar a problematização proposta no presente artigo, faz-se
necessário abordar tema relativo à responsabilidade pela implantação das instalações de acesso e
conexão aos sistemas de transmissão e distribuição.
Primeiramente, ressalte-se que a Lei nº 9.074/1995, com a redação dada pela Lei nº
9.648/1998, prevê que as linhas de transmissão de interesse restrito das centrais de geração poderão ser
consideradas integrantes das respectivas concessões, permissões ou autorizações destinadas à produção
de energia elétrica, admitindo a possibilidade de, no caso dos aproveitamentos de produção
independente, serem aquelas concedidas ou autorizadas, simultânea ou complementarmente, aos
respectivos contratos de uso do bem público (cf. artigos 14 e 17, § 3º).
44
45
Cf. artigo 2º - grifos nossos.
Cf. artigo 6º do Decreto nº 6.144/2007 e artigo 6º da IN-RFB nº 758/2007.
26
Em que pese tenha existido alguma controvérsia sobre o tema – na medida em que a redação
original do art. 17, § 3º, da Lei nº 9.074/1995 e o artigo 9º do Decreto nº 1.717/1995 previam que as
instalações de interesse restrito das centrais de geração seriam consideradas integrantes das
correspondentes concessões –, sobreveio o artigo 2º, § 9º, da Lei nº 10.848/2004 para expressamente
estipular que no processo de licitação pública de geração, as instalações de transmissão de uso
exclusivo das usinas a serem licitadas devem ser consideradas como parte dos projetos de geração.
Com isso, as disposições da Lei nº 9.074/1995 também têm sido interpretadas pela ANEEL no sentido
de que as linhas de transmissão de interesse restrito de usinas de geração de energia elétrica, por serem
o meio de escoamento da energia elétrica produzida pelas usinas, devem integrar as respectivas
46
outorgas para geração de energia elétrica .
De outra parte, no que tange especificamente às instalações necessárias ao acesso e conexão ao
SIN, destaque-se que o acesso aos sistemas de transmissão é regido pela REN ANEEL nº 67/2004, na
qual consta disposição no sentido de que as instalações necessárias ao acesso de central geradora serão
autorizadas em favor da concessionária de transmissão, cabendo ao acessante arcar com os custos daí
decorrentes
47
e sendo-lhe facultado executar diretamente tais implantações e transferi-las de forma
48
não onerosa à concessionária de transmissão . Isto é, embora a princípio a execução da implantação
seja de responsabilidade da transmissora, o ônus financeiro é sempre do acessante.
Já nos casos de acesso aos sistemas de distribuição, são aplicáveis as disposições da REN
ANEEL nº 506/2012. E, segundo a referida norma, as instalações de responsabilidade do acessante são
aquelas previstas no artigo 14, sendo que as linhas de transmissão de interesse restrito (inciso I),
quando existentes, integram efetivamente o patrimônio da central geradora
49
–, e são considerados,
aliás, integrantes da própria outorga de geração, conforme já pontuado.
Por sua vez, as instalações que constituem o ponto de conexão (inciso II) e as demais
instalações necessárias à conexão (inciso III) devem ser “vinculadas à concessão ou permissão da
distribuidora acessada e registradas em seu ativo imobilizado em serviço em contrapartida do Subgrupo
Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica, conforme o Manual de
50
Contabilidade do Setor Elétrico” .
46
O entendimento acima foi manifestado (i) no Parecer da Procuradoria Geral da ANEEL nº 400/2011–PGE/ANEEL; (ii) no
Relatório e Voto da Diretoria da ANEEL relativos ao processo nº 48500.001256/2006-80; (iii) na Nota Técnica nº 222/2010 –
SFF/ANEEL, da Superintendência de Fiscalização Econômico e Financeira da ANEEL, a qual instruiu a abertura da Audiência
Pública nº 039/2010; e (iv) na REN 389/2009, que disciplina as condições para a implantação e geração de energia elétrica por
parte de agentes autorizados, e que prevê que a outorga de autorização para a implantação e/ou exploração dos
empreendimentos de geração far-se-á mediante a publicação de Resolução Autorizativa, na qual serão especificadas, dentre
outras, instalações de transmissão de interesse restrito da central geradora (cf. artigo 1º, parágrafo único).
47
Cf. artigo 7º, § 2º, inciso I, da Resolução Normativa ANEEL nº 67/2004.
48
Cf. artigo 7º, § 5º e 7º-A, §1º, da Resolução Normativa ANEEL nº 67/2004.
49
Cf. artigo 15, da Resolução Normativa ANEEL nº 506/2012.
50
Cf. artigo 16, da Resolução Normativa ANEEL nº 506/2012.
27
Pois bem, o objeto central do presente estudo se refere justamente à aplicação do REIDI sobre
as aquisições necessárias à implantação das instalações de acesso e conexão que, embora
correspondam a investimentos necessários aos projetos de geração e onerem obrigatoriamente o
empreendedor, devem ser transferidos às concessionárias de transmissão ou distribuição acessadas,
conforme o caso. Ademais, será tratada questão paralela, consistente na análise relativa à aplicação do
REIDI sobre os investimentos realizados para a execução, pela acessante, das obras relativas às
instalações cujo ônus pertence originalmente às concessionárias de transmissão ou distribuição
acessadas.
Bens, serviços e locações alcançados pelo benefício
No que diz respeito à abrangência do benefício em relação aos bens, serviços e locações
adquiridos para a implantação do empreendimento, pode-se dizer que esta é bastante ampla. Com
efeito, a Lei nº 11.488/2007 alude, genericamente, à aquisição ou importação de máquinas, aparelhos,
instrumentos e equipamentos, novos, e de materiais de construção (artigo 3º) e aos serviços e locações
(artigo 4º) a serem utilizados ou incorporados em obras de infraestrutura destinadas ao ativo
imobilizado do empreendedor. A partir daí, seria possível entender, numa análise mais apressada, que
o empreendedor devidamente habilitado no REIDI teria o direito subjetivo de se beneficiar das
suspensões do PIS/PASEP e COFINS incidentes sobre todas as suas aquisições e importações de obras
e serviços associadas ao projeto de que é titular, bem como às respectivas locações necessárias.
Observe-se, contudo, que a legislação do REIDI restringe expressamente a fruição do benefício, ao
determinar que somente façam jus a ele os bens, serviços e locações utilizados ou incorporados em
obras destinadas ao ativo imobilizado da pessoa jurídica titular do empreendimento.
Nesse caso, a interpretação mais restritiva da norma já indicaria que, ainda que se entenda que
também integram o projeto as instalações referentes ao ponto de conexão e demais instalações
necessárias à conexão 51 – o que será adiante melhor examinado –, em razão destas não permanecerem
no ativo imobilizado do empreendedor, referida circunstância prejudicaria a possibilidade de estas
serem objeto de fruição do REIDI.
No entanto, a questão merece análise mais densa, com base em interpretação teleológica da
legislação pertinente, por meio da qual se deve levar em consideração as finalidades que ensejaram a
instituição do REIDI. Nesse sentido, vale destacar o seguinte trecho da Exposição de Motivos da
Medida Provisória nº 351/2007 (convertida na Lei nº 11.488/2007), que indica as razões econômicas
consideradas para a instituição do referido benefício:
51
Previstas, respectivamente, no § 2º, do art. 7º, da REN ANEEL nº 67/2004, nos casos de acesso ao sistema de transmissão; e
nos incisos II e III do artigo 14, da REN ANEEL nº 506/2012, nos casos de acesso ao sistema de distribuição.
28
2. A instituição do REIDI está disciplinada nos arts. 1º a 5º do projeto de medida provisória,
esse regime suspende a exigibilidade da Contribuição para o PIS/PASEP e da COFINS sobre
as receitas decorrentes de vendas de máquinas, equipamentos, materiais de construção e
serviços, destinados a obras de infra-estrutura, quando adquiridos por pessoas jurídicas
beneficiárias.
2.1. Para a instituição desse regime foi considerado que um maior crescimento da
economia demandará elevados investimentos em obras de infra-estrutura. Porém, na
atual conjuntura, o Estado não possui todos os recursos necessários para esses
investimentos, logo, é imprescindível que a iniciativa privada também participe desses
empreendimentos.
2.2. Assim, a proposta de suspensão da incidência da Contribuição para o PIS/PASEP e da
COFINS sobre esses empreendimentos visa reduzir o seu custo inicial e atrair
investimentos privados, de forma que a carência de infra-estrutura não se torne um
entrave ao crescimento econômico.
2.3. Considerando as constantes alterações tecnológicas que envolvem as atividades
produtivas, os bens de capital que serão alcançados pela suspensão serão relacionados pelo
Poder Executivo. Isso permitirá adequações que porventura se tornarem necessárias. (grifos
nossos)
Como se vê, a finalidade do REIDI foi reduzir os custos dos empreendimentos e incentivar a
inciativa privada a realizar investimentos em infraestrutura, de forma que a norma deve ser
interpretada no sentido de que, em prol da efetiva concretização do projeto de infraestrutura e
dentro dos limites legalmente definidos, o custo dos investimentos privados deve ser o menor
possível.
Diante dessa premissa, conclui-se que a concretização do projeto de infraestrutura, como um
todo, está no centro das prioridades a serem alcançadas com a instituição do REIDI. Isto é, são mais
relevantes para efeitos do REIDI os critérios objetivos vinculados ao empreendimento em si do que as
características subjetivas do empreendedor. Até mesmo porque, uma vez enquadrado o projeto, seu
titular é considerado apto a habilitar-se no regime, salvo se estiver em situação irregular perante a
Receita Federal do Brasil (“RFB”).
Não por outro motivo, a Lei nº 11.488/2007, em seu artigo 2º, define como beneficiário do
REIDI o titular de projeto de infraestrutura que preencha os requisitos para tanto. Isto denota
claramente a premissa acima assumida. Na mesma linha, dispõem os artigos 4º, 5º e 6º, do Decreto nº
6.144/2007 que, estabelecem ainda como fase imprescindível à concessão do benefício pela RFB a
prévia habilitação do projeto pelo Ministério responsável pelo setor de atuação do empreendedor.
Reforça o argumento acima o disposto no artigo 8º, do Decreto nº 6.144/2007, que determina
que a pessoa jurídica que deseja participar de mais de um empreendimento deve solicitar a habilitação
separadamente para cada projeto a que estiver vinculada. Isto é, há uma clara ênfase na relevância do
projeto em si, assumindo papel de menor destaque as condições subjetivas do empreendedor. Desta
forma, o sistema normativo acerca do REIDI foi estruturado para que se priorize a consecução dos
projetos de infraestrutura, dada a importância destes para o desenvolvimento econômico do país.
29
Neste contexto, retoma-se a indagação no sentido de se saber quais instalações fazem parte do
projeto de infraestrutura e, assim, podem ser alcançadas pelo benefício.
No caso dos projetos de geração de energia elétrica, estão nele compreendidos, sem maiores
dúvidas, além da própria central de geração, também as linhas de interesse restrito a ela associadas,
tendo em vista que, como visto, estas integram suas respectivas concessões e devem permanecer no
52
patrimônio da acessante , sendo atualmente prevista, ademais, a própria obrigatoriedade de serem
discriminadas no requerimento de enquadramento endereçado pelos interessados ao Ministério de
Minas e Energia 53.
Todavia, a questão não é tão simples quando a atenção se volta para os ativos previstos,
respectivamente, no § 2º, do art. 7º e §1º do7º-A, da REN ANEEL nº 67/2004, nos casos de acesso ao
sistema de transmissão; e nos incisos II e III do artigo 14, da REN ANEEL nº 506/2012, aplicáveis ao
acesso ao sistema de distribuição, em face de duas particularidades que dão ensejo a indagações sobre
se de fato podem estes ser instalados com a fruição do REIDI, quais sejam: (i) o fato de que referidas
instalações não são expressamente indicadas nos atos de outorga de geração e (ii) ainda que sua
implantação também seja executada pelo acessante, estas devem ser transferidas gratuitamente à
concessionária de transmissão ou distribuição acessada, ou seja, a destinação última dos referidos bens
é o ativo imobilizado da transmissora ou distribuidora acessada – e não da geradora.
Entretanto, o fato de não estarem indicadas no ato de outorga, não implica dizer que as
instalações relativas ao ponto de conexão e demais instalações associadas não fazem parte do projeto
de geração, principalmente tendo em mira as finalidades para as quais o regime especial foi instituído.
Com efeito, considerando que sua intenção foi priorizar a execução do projeto de infraestrutura em si,
visando propiciar menores investimentos ao empreendedor e, com isto, atrair a iniciativa privada, é
absolutamente razoável incluir as aludidas instalações no contexto do projeto, permitindo que os
custos a ela associados – que chegam a montantes expressivos – também sejam mitigados pela
aplicação do benefício.
Ademais, observe-se que, embora não prevista especificamente nos atos de outorga, a
execução da implantação das instalações relativas à conexão e acesso das unidades geradoras ao
sistema de transmissão ou distribuição decorre de expressa previsão normativa – § 5º, do art. 7º e § 1º,
do 7º-A, da REN ANEEL nº 67/2004, nos casos de acesso ao sistema de transmissão; e artigo 16, da
REN ANEEL nº 506/2012, nos casos de acesso ao sistema de distribuição – o que faz com que possa ser
igualmente considerado como uma obrigação inerente à outorga. Nesse sentido, aliás, cabe invocar o
artigo 2º, inciso II, da REN ANEEL nº 389/2009, segundo o qual é dever da autorizada de geração de
52
Cf. Lei nº 9.074/1995, artigos 14 e 17, § 3º; Decreto nº 1.717/1995, artigo 9º; Lei nº 10.848/2004, artigo 2º, § 9º, REN
389/2009, artigo 1º, parágrafo único, e artigo 5º, III e V, REN 506/2012, artigo 15 e art. 7º, §§ 2º e 5º da REN 67/2004.
53
Cf. Portaria MME nº 274/2013, artigo 1º, § 2º, II, “e”, e Portaria MME nº 310/2013, artigo 1º, § 3º, II, “f”.
30
energia elétrica “cumprir e fazer cumprir todas as exigências desta Resolução Normativa, da legislação
atual e superveniente que disciplina a exploração de centrais geradoras autorizadas (...)”.
Daí é possível concluir que, diante também dessa subordinação ao cumprimento de toda a
legislação aplicável à matéria no caso dos empreendimentos de geração de energia, é razoável entender
que integram o projeto de infraestrutura todas as instalações cuja responsabilidade pela implantação
seja atribuída ao seu titular, seja nas disposições específicas estabelecidas em seus atos de outorga – tais
como a usina de geração e as instalações de interesse restrito –, seja na legislação aplicável – tais como
as veiculadas nos artigos 7º, §§ 2º e 5º e 7º-A, § 1º, da REN ANEEL nº 67/2004 e artigo 14 e seguintes
da REN ANEEL nº 506/2012.
No caso dos empreendimentos de geração oriundos de fonte hídrica, referida conclusão é
reforçada pelo fato de que, na esteira dos comandos constitucionais que estipulam que os potenciais
de energia hidráulica são considerados bens da União Federal, e de que é assegurada sua exploração
direta ou mediante autorização, concessão ou permissão 54/, a legislação é uniforme ao fazer alusão à
realização de licitações e outorga de autorizações e concessões para o aproveitamento de quedas
d’água, de cursos d’água, e de potenciais de energia hidráulica – e não para a implantação e exploração
dos projetos definidos nos atos convocatórios e atos de outorga 55/.
Nessa linha de entendimento, se a legislação aplicável dispõe que a realização de licitação e
respectiva outorga da geração é relativa à exploração dos potenciais de energia elétrica, reforça-se o
desacerto em querer restringir o projeto de infraestrutura somente às instalações listadas nos atos
autorizativos para fins de fruição do REIDI.
Similarmente, embora no tocante aos empreendimentos de geração oriundos de fonte térmica
e eólica não haja previsões normativas estipulando, com idêntica precisão, o objeto central de suas
correspondentes outorgas, os diplomas normativos que regulamentam o assunto estipulam que, para
tanto, cabe à ANEEL analisar, dentre outros aspectos, o acesso às instalações de transmissão e de
distribuição, constituído de conexão e uso, cabendo aos interessados, de seu turno, seguir o disposto nos
Procedimentos de Rede, nos Procedimentos de Distribuição - Prodist e na regulamentação específica
da ANEEL no tocante ao acesso às instalações de distribuição e de transmissão, incluindo o
atendimento às etapas para viabilização do acesso 56.
Some-se a isso o fato de que, ao que tudo indica, apenas em função do potencial interesse
sistêmico das instalações relativas ao ponto de conexão e demais instalações associadas é que estas
devem ser vinculadas às concessionárias de transmissão ou distribuição. Ou seja, são razões de
54
Cf. art. 20, VIII, art. 21, XII, b, §§ 1º e 4º, da Constituição Federal de 1988.
55
Cf. art. 164, a, b e c, do Decreto nº 24.643/1934 (Código de Águas); art. 13, da Lei nº 9.074/1995; art. 24, da Lei nº
9.648/1998; art. 3º, I e 9º, do Decreto nº 2.003/1996.
56
Cf. REN ANEEL nº 390/2009, artigo 11, “c” e 24, e REN ANEEL nº 391/2009, artigo 12, “c” e 24.
31
interesse estritamente técnico que parecem impor essa vinculação, o que não afasta a circunstância de
que estas constituem obrigação das geradoras acessantes inerentes às suas outorgas, inclusive porque
servem, precipuamente, à sua utilização.
A análise do conjunto de normas aplicáveis ao tema revela que tudo o que for necessário ao
projeto deve ser abrangido pelo benefício. Daí parece decorrer, por exemplo, a forma bastante ampla
com que a Lei nº 11.488/2007 tratou do tema, incluindo obras, serviços e locações. Disso se pode
concluir que é bastante plausível a interpretação no sentido de que as instalações decorrentes de
disposições legais devem integrar o projeto de infraestrutura para efeito de fruição do REIDI, por ser a
que mais se adequa às finalidades para as quais foi instituído o regime especial.
Por oportuno, vale ressaltar que o fato de as recentes Portarias MME nº 274/2013 e nº
310/2013 discriminarem especificamente a necessidade de indicação no requerimento de
enquadramento no REIDI das instalações relativas ao sistema de transmissão de interesse restrito na
“descrição do projeto” de infraestrutura – e silenciarem quanto à indicação das instalações de acesso –,
a nosso ver, não prejudica as conclusões alcançadas alhures.
Contudo, é necessário destacar que a RFB carreia entendimento diverso do aqui manifestado.
Com efeito, como se observa da Solução de Consulta nº 286, de 09.12.2009 – (Disit nº 08), ao ser
indagada especificamente se seria admissível a fruição do REIDI em relação a investimentos
posteriormente transferidos à distribuidora acessada, a RFB respondeu que este “não é aplicável se a
empresa habilitada em tal regime não incorporar a seu ativo imobilizado a obra de infra-estrutura na qual
os bens e serviços adquiridos foram utilizados”.
Para respaldar essa orientação, argumenta a RFB que a transferência do ponto de conexão e
demais instalações associadas para a acessada constitui situação que afronta diretamente o requisito
previsto na legislação, consistente na necessidade de incorporação da obra de infraestrutura no ativo
imobilizado da pessoa jurídica que a executa. E, ainda segundo seu entendimento, com isto, estar-seia, em tese, permitindo que pessoa jurídica não habilitada ao REIDI pudesse se beneficiar do incentivo.
Nesse aspecto, é importante destacar que a RFB vem se manifestando reiteradamente nesse sentido em
57
diversas outras Soluções de Consulta .
Contudo, possível argumento contrário a esse entendimento consiste em que as instalações em
comento integram num momento inicial o patrimônio das geradoras acessantes, sendo,
primeiramente, registradas em seu patrimônio e somente após transferidas para as concessionárias de
transmissão ou distribuição acessadas. Dessa forma, é possível entender que o requisito de
incorporação ao ativo imobilizado dos acessantes foi devidamente atendido.
57
Solução de Consulta nº 41, de 15.04.2013 (Disit nº 07); Solução de Consulta nº 381, de 22.10. 2012 (Disit nº 07); Solução de
Consulta nº 192, de 13.07 2012 (Disit nº 08); Solução de Consulta nº 48, de 29.03 2012 (Disit nº 10); e Solução de Consulta
nº 335, de 21.12. 2011 (Disit nº 08).
32
Nesse sentido, observa-se que a legislação tributária acerca de benefícios fiscais deve ser
interpretada literalmente 58, o que força conclusão no sentido de que, feita a incorporação dos ativos
no patrimônio da acessante, é atendido o requisito exigido pela lei, independentemente de haver a
transferência posterior.
Toda a argumentação de viés teleológico desenvolvida acima, aliás, aponta para essa
conclusão. Com efeito, não obstante a circunstância das instalações serem ou não vinculadas
posteriormente ao patrimônio da concessionária de transmissão ou distribuição acessada, a fruição do
benefício ao REIDI para a sua implantação atingiu perfeitamente às finalidades que levaram à
instituição do benefício, tendo em vista que incentivou o agente privado a investir no setor de
infraestrutura, garantindo-lhe investimentos menos onerosos e, logo, mais atrativos; e, ao final,
contribuiu para o desenvolvimento da infraestrutura nacional com a viabilização de mais um projeto.
Assim, em que pesem eventuais controvérsias e os riscos existentes em face das manifestações já
apresentadas pela RFB, conclui-se que há bons argumentos para defender que os empreendedores
de geração podem se beneficiar do REIDI também para as aquisições relativas à implantação dos
respectivos pontos de conexão e instalações associadas, previstas nos §§ 2º e 5º, do artigo 7º e § 1º,
do artigo 7º-A, da REN ANEEL nº 67/2004; bem como nos incisos II e III, do artigo14, da REN
ANEEL nº 506/2012.
O mesmo raciocínio, no entanto, não se aplica à situação que envolve a execução pela
acessante das obras relativas às instalações cujo ônus de sua execução pertence originalmente à
concessionária acessada.
Neste ponto, é de alta relevância destacar que a hipótese ora tratada não se confunde com a
execução pelo gerador acessante das instalações de responsabilidade da concessionária de transmissão
acessada, mas cujo ônus financeiro sempre pertenceu ao primeiro. Com efeito, nesses casos, previstos
no § 5º, do artigo 7º e § 1º, do artigo 7º-A, da REN ANEEL nº 67/2004, a princípio, a execução das
referidas instalações é da concessionária de transmissão, cabendo ao acessante optar entre efetuar o
pagamento ou implementá-las diretamente e transferi-las à concessionária acessada em seguida. Notese que o ônus pela instalação cabe sempre ao acessante, motivo pelo qual se aplicam à hipótese todas
as conclusões atingidas ao longo do artigo.
Contudo, há casos em que, inversamente, para ganhar tempo, o acessante executa obras de
instalações cuja responsabilidade, financeira inclusive, é originalmente da concessionária, seja ela de
distribuição ou transmissão. Isso, aliás, tem previsão expressa no art. 17, § 1º, da REN ANEEL nº
506/2012, que versa sobre o acesso aos sistemas de distribuição.
58
Cf. artigo 111, inciso I, do CTN.
33
Pois bem, nessas circunstâncias, não é razoável concluir que referidas instalações integram o
projeto de infraestrutura, uma vez que, inversamente do que ocorre no caso daquelas previstas nos §§
2º e 5º, do artigo 7º e § 1º, do artigo 7º-A, da REN ANEEL nº 67/2004; bem como nos incisos II e III,
do artigo 14, da REN ANEEL nº 506/2012, sua implantação não constitui um custo a ser realizado pelo
acessante, mas pela concessionária acessada.
O fato de ser exercida pelo acessante a faculdade de executar sua implantação direta para
compatibilizar os prazos necessários à entrada em operação das suas unidades geradoras,
evidentemente não altera essa situação.
Ademais, as instalações a que se refere à hipótese em exame consistem em acréscimos àquelas
já pertencentes às concessionária de distribuição ou transmissão acessada e, desta maneira,
incorporam-se diretamente ao seu patrimônio.
Assim, não há a passagem de tais ativos pelo ativo imobilizado do acessante, o que frustra a
tese segundo a qual este acessante faria jus aos benefícios do REIDI pelo fato de ter sido atendida
literalmente a condição estabelecida na legislação aplicável.
Ou seja, parece ficar bem caracterizado que essas instalações são acrescidas diretamente ao
patrimônio da concessionária acessada que, aliás, arca com os custos correspondentes, integrando,
assim, projeto diverso do empreendimento de geração, o que dificulta a caracterização desses ativos
como essenciais ao projeto de geração e, consequentemente, força conclusão no sentido de que as
aquisições e importações de bens, serviços e locações necessários à sua implantação não são passíveis
de apropriação do REIDI.
34
SUPRIMENTO
Esta seção apresenta: (i) balanço estrutural de energia; (ii) atrasos na construção de nova oferta para o
horizonte 2014-2018; e (iii) atrasômetro – acompanhamento do histórico de atrasos.
Premissas do balanço estrutural de energia
Em linhas gerais, o balanço estrutural de energia desta edição considera: (i) nova metodologia
desenvolvida pela PSR para o cálculo da oferta estrutural, que considera o mecanismo do CVaR e o
Custo Marginal de Expansão; (ii) incorporação dos atrasos por parte da oferta; (iii) restrições de
transmissão; (iv) redução da oferta das “pequenas usinas”; e (v) impacto do fator de fricção nas
hidrelétricas. Cada um destes aspectos é descrito a seguir.
Metodologia desenvolvida pela PSR em Janeiro de 2011
Até 2010, a oferta estrutural de energia do Energy Report era calculada somando-se os certificados de
garantia física de cada usina hidrelétrica e termelétrica. Como estes certificados eram calculados com
critério de risco de déficit, o balanço estrutural obtido com este procedimento permitia avaliar se o
risco de déficit estrutural era maior ou menor que 5%, dependendo se a oferta era menor ou maior
que a demanda, respectivamente.
59
A PSR identificou duas deficiências nesta metodologia . A primeira é referente ao tratamento dado às
restrições de transmissão entre os subsistemas no cálculo dos certificados, uma vez que a simulação do
despacho hidrotérmico é realizada considerando as expansões de intercâmbio necessárias para
eliminar estruturalmente estas restrições. Como resultado, a oferta estrutural do sistema não
considerava as restrições de transmissão conjunturais do sistema, que aumentaram nos últimos anos
devido à maior contratação de energia termelétrica e eólica na região Nordeste nos leilões de energia
nova.
A segunda deficiência da metodologia é resultado da alteração do critério de suprimento ocorrida em
2008, que passou de risco de déficit igual a 5% para igualdade entre Custo Marginal de Operação
(CMO) e Custo Marginal de Expansão (CME)60. Isto significa que o risco de déficit, que antes era um
dado de entrada, passou a ser um resultado do processo de cálculo da oferta estrutural. O primeiro
leilão de energia nova com este critério foi o A-3 de 2008, onde a garantia física foi calculada com
CME igual a 146 R$/MWh, o que resultava em um risco de déficit em torno de 3%. Sendo assim, a
partir de 2011, se a soma de certificados fosse igual à demanda não poderíamos mais afirmar qual o
risco de déficit estrutural, sendo possível apenas dizer que estaria entre 3% e 5%.
Com isto, em janeiro de 2011 a PSR aperfeiçoou a metodologia do cálculo da oferta estrutural de
energia, que passou representar o efeito das restrições de transmissão – em particular, dos limites de
exportação a partir da região Nordeste – na capacidade de suprimento de energia. Adicionalmente, o
critério de segurança de suprimento associado à oferta estrutural passou a ter dois níveis de risco de
59
60
Para maiores detalhes ver a Edição 49 - Janeiro 2011: O Suprimento da Demanda Máxima.
Para maiores detalhes ver a Edição 20 - Agosto 2008: O novo critério de garantia de suprimento de energia.
35
déficit anual, 3% e 5%61. Com isso, a interpretação dos balanços estruturais passou a ser: (i) se a
demanda de energia estiver abaixo da oferta estrutural de 3%, conclui-se que o suprimento está
“folgado”, e que seria possível atender sem maiores preocupações uma demanda adicional dada pela
diferença entre oferta e demanda; (ii) se a demanda estiver entre a oferta de 3% e a de 5%, o
suprimento ainda está confortável, mas a taxa de crescimento da demanda e os atrasos na construção
de nova capacidade devem ser monitorados com mais atenção; e (iii) se a demanda exceder a oferta de
5%, o limite superior do critério de segurança não estaria sendo atendido.
Nova metodologia
A metodologia utilizada pela PSR ainda possuía uma deficiência: a simulação do despacho
hidrotérmico para o cálculo da oferta estrutural era diferente da operação real do sistema. Isto ocorria
porque o ONS operava o sistema utilizando o Procedimento Operativo de Curto Prazo (POCP),
fazendo com que os riscos de déficit implícitos no balanço estrutural estivessem superestimados. Por
outro lado, o CMO resultante da operação com POCP seria maior que o CME, mesmo que o sistema
estivesse em equilíbrio.
Em setembro de 2013, o despacho hidrotérmico passou a ser realizado considerando o mecanismo de
62
aversão ao risco CVaR . Adicionalmente, a garantia física dos empreendimentos passaria a ser
calculada com o objetivo de igualar o CMO e o CME, considerando o critério de risco do CVaR. Isto
permitiu compatibilizar os critérios de planejamento e operação do sistema63. No segundo leilão A-5
de 2013, realizado em dezembro, a garantia física das usinas foi calculada pela primeira vez
considerando esta nova metodologia. Na ocasião foi utilizado um CME de 102 R$/MWh, valor obtido
do PDE 2021 desenvolvido pela EPE, o que resultou em um risco de déficit implícito de 0,4% para o
Sudeste.
Devido a esta alteração no cálculo da garantia física dos empreendimentos, a partir da edição de Abril
do Energy Report, a PSR passará a utilizar um novo procedimento para o cálculo da oferta estrutural
do sistema. A metodologia continua sendo baseada no cálculo, por simulação, da máxima demanda
que atende o critério de segurança de suprimento, cujo detalhe se encontra na Nota Técnica PSR
“Metodologia para determinação da capacidade estrutural de suprimento de energia”, disponível no
portal da PSR (www.psr-inc.com, seção “publicações”). A diferença é que a simulação será realizada
considerando a metodologia de aversão ao risco CVaR e o critério de suprimento será a igualdade
entre CMO e CME. Os riscos de déficit estruturais passarão a ser um resultado do processo de cálculo.
No balanço estrutural calculado com esta nova metodologia, uma oferta menor que a demanda
significa que o CMO estrutural do sistema é maior que o CME. Isto indica que estruturalmente seria
mais econômico para o consumidor contratar nova capacidade de expansão do que atender a
demanda com os recursos existentes. Se houver lastro no sistema suficiente para atender 100% da
demanda, o que pode ser verificado comparando a demanda do sistema com a soma de certificados de
61
Estes riscos de 3% e 5% podem ser interpretados como a faixa de variação do nível de segurança implícito no atual critério
de suprimento, que é baseado em conceitos econômicos (igualdade do valor esperado do custo marginal de curto prazo,
calculado pelos modelos de simulação, com um parâmetro definido pelo governo, que é o custo marginal de longo prazo).
62
Para maiores detalhes ver a Edição 79 - Julho 2013: Tudo o que você sempre quis saber sobre risco na política operativa.
63
Para maiores detalhes sobre a compatibilização entre planejamento e operação ver “Cálculo da Garantia Física Total do
Sistema Considerando Restrições de Aversão ao Risco” (P. Ávila et al), disponível em www.psr-inc.com, seção “publicações”.
36
garantia física – lembrando que eles possuem distintos critérios de suprimento (risco de 5%, CMO =
CME = 146 R$/MWh, CMO = CME = 102 R$/MWh, etc) –, um déficit estrutural de energia indica a
necessidade de contratação de energia de reserva para atender o critério de suprimento.
O balanços estruturais calculados nesta edição foram ajustados para CME igual a 108 R$/MWh,
último valor oficial, de acordo com o PDE 2022 elaborado pela EPE e divulgado em janeiro de 2014.
Assim como nas versões anteriores do ER, será apresentado o impacto do “fator de fricção” na oferta
estrutural do sistema.
Incorporação dos atrasos na oferta de geração
A tabela a seguir apresenta a relação das usinas atrasadas e frustradas, com as respectivas datas de
entrada: (i) do contrato; (ii) no PMO; e (iii) em nosso caso de referência.
Usina
Tabela 1 – Relação das usinas atrasadas (cenário PSR)
Entrada em Operação
Garantia
Potência
Tipo Fonte UF
Física
Cronograma
PMO
(MW)
Cenário PSR
(MWmed)
do Leilão
Junho-14
Belo Monte C.
UHE
Hidro
PA
233
152
Mar-15
Mar-15
Mar-16
Jirau
UHE
Hidro
RO
3750
2185
Jan-13
Jun-14
Jun-14
Teles Pires
UHE
Hidro MT/PA
1820
915
Apr-15
Abr-15
Jan-16
Belo Monte
UHE
Hidro
PA
11000
4419
Jan-16
Apr-16
Abr-17
São Roque
UHE
Hidro
SC
135
91
Jan-16
Out-16
Abr-17
Baixo Iguaçu
UHE
Hidro
PR
350
179
Jan-13
Jun-16
Jan-17
Santo Antônio
UHE
Hidro
RO
3150
2218
Dez-12
Jun-14
Jun-14
Cachoeira Caldeirão UHE
Hidro
AP
219
130
Jan-17
Jan-17
Jan-17
Sinop
UHE
Hidro
MT
400
240
Jan-18
Jan-18
Jul-18
Salto Apiacás
UHE
Hidro
MT
45
23
Jan-18
Jan-18
Jul-18
São Manoel
UHE
Hidro MT/PA
700
421
Maio-18
Jan-18
Jan-19
De acordo com o PMO de junho/2014 do ONS, as UHEs Santo Antônio e Jirau possuem, respectivamente, 1.854 MW e 600 MW de
capacidade instalada em operação.
Restrições de transmissão
Devido à incerteza quanto à realização de reforços na transmissão e equacionamento das restrições de
intercâmbio, serão apresentados dois balanços estruturais: (i) considerando os reforços nos
intercâmbios indicados no PMO de maio de 2014; e (ii) considerando os reforços necessários para
eliminar as restrições de intercâmbio a partir de 2017. No procedimento para o cálculo da oferta
estrutural do primeiro caso é mantida a proporcionalidade entre as cargas de cada subsistema, sendo o
processo de convergência finalizado quando o CMO de pelo menos um subsistema for igual ao CME.
Em outras palavras, após o cálculo da oferta estrutural do sistema, se houver restrições de transmissão
o CMO do subsistema estruturalmente importador será igual ao CME, enquanto os demais
subsistemas terão CMO menor.
No segundo caso a oferta estrutural é calculada permitindo que a proporção das cargas Sudeste/Sul e
Nordeste/Norte seja diferente, o que emula uma expansão da capacidade de intercâmbio entre estas
37
regiões. O processo de convergência do cálculo da oferta termina quando o CMO médio de cada uma
destas duas sub-regiões for igual ao CME. A diferença entre a oferta estrutural dos dois balanços
permite avaliar o benefício energético para o sistema de uma ampliação na capacidade de intercâmbio
entre estas regiões.
Representação das pequenas usinas
Nosso balanço estrutural de energia e de ponta para o SIN considera as seguintes premissas para o
montante de geração das “pequenas usinas”:



Usinas existentes: mesmo montante do PMO de maio
Usinas futuras: premissa de atraso na entrada em operação dos empreendimentos eólicos, UTEs a
biomassa e PCHs leiloadas.;
Usinas eólicas futuras: redução de 15% na geração esperada.
A tabela a seguir apresenta a relação dos empreendimentos eólicos atrasados.
Tabela 2 – Relação dos empreendimentos eólicos atrasados (cenário PSR)
Usina UF
Submercado
Potência (MW) ARARAS
COQUEIROS
GARÇAS
LAGOA SECA
VENTO DO OESTE
COLÔNIA
TAÍBA ÁGUIA
TAÍBA ANDORINHA
REI DOS VENTOS 1
FAÍSA II
FAÍSA V
ALVORADA
CANDIBA
GUANAMBI
GUIRAPÁ
IGAPORÃ
ILHÉUS
LICÍNIO DE ALMEIDA
NOSSA SENHORA DA CONCEIÇÃO
PAJEÚ DO VENTO
PINDAÍ
PLANALTINA
PORTO SEGURO
RIO VERDE
SERRA DO SALTO
SERRA DE SANTANA I
SERRA DE SANTANA II
SERRA DE SANTANA III
ASA BRANCA I
ASA BRANCA II
ASA BRANCA III
EURUS IV
FAROL
JUREMAS
MACACOS
VENTO FORMOSO
VENTOS DE TIANGUÁ
VENTOS DE TIANGUÁ NORTE
VENTOS DO MORRO DO CHAPÉU
CE
CE
CE
CE
CE
CE
CE
CE
RN
CE
CE
BA
BA
BA
BA
BA
BA
BA
BA
BA
BA
BA
BA
BA
BA
RN
RN
RN
RN
RN
RN
RN
RN
RN
RN
CE
CE
CE
CE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
30
27
30
20
20
19
23
15
49
25
27
8
9
17
27
30
11
23
24
24
23
26
6
30
15
20
29
29
30
30
30
30
20
16
21
30
30
30
30
Garantia Física (MWmed)
13
12
13
8
8
8
11
7
22
10
9
4
4
8
14
14
5
11
12
12
11
12
3
17
7
10
14
13
13
13
13
14
10
8
10
14
13
14
13
Status
Amarela
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Amarela
Amarela
Amarela
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Verde
Amarela
Amarela
Amarela
Amarela
*Situação PMO Cronograma Premissa Previsão Leilão
Junho/2014 ANEEL do Leilão
PSR
SFG/ANEEL
(ONS)
(Obras)
NI
May‐15 LER 2009
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Jun‐15
Dec‐15
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Mar‐15 LER 2009
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Aug‐14
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Mar‐15 LER 2009
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Mar‐15 LER 2009
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Mar‐15 LER 2009
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Jul‐14
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Aug‐14 LER 2009
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LER 2009
Jul‐12
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Jul‐14
LER 2009
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LER 2009
Jul‐12
Aug‐14
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Jul‐14
LER 2009
Jul‐12
Aug‐14
Nov‐14
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Jul‐14
LER 2009
Jul‐12
Aug‐14
Nov‐14
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Jul‐14
LER 2009
Jul‐12
Aug‐14
Nov‐14
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Jul‐14
LER 2009
Jul‐12
Aug‐14
Nov‐14
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Jul‐14
LER 2009
Jul‐12
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Jul‐14
LER 2009
Jul‐12
Aug‐14
Nov‐14
LER 2009
Jul‐12
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Jul‐14
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Jul‐14
LER 2009
Jul‐12
Aug‐14
Nov‐14
EC
Jul‐14
LER 2009
Jul‐12
Aug‐14
Nov‐14
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Jul‐14
LER 2009
Jul‐12
Aug‐14
Nov‐14
EC
May‐15 LER 2010
Jan‐13
Jun‐15
Sep‐15
EC
May‐15 LER 2010
Jan‐13
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May‐15 LER 2010
Jan‐13
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Mar‐15 LFA 2010
Jan‐13
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Jan‐13
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Mar‐15 LFA 2010
Jan‐13
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Mar‐15 LFA 2010
Jan‐13
Apr‐15
Jul‐15
EC
Mar‐15 LFA 2010
Jan‐13
Apr‐15
Jul‐15
EC
Mar‐15 LFA 2010
Jan‐13
Apr‐15
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EC
Mar‐15 LFA 2010
Jan‐13
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Mar‐16
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Nov‐15 LFA 2010
Jan‐13
Dec‐15
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Nov‐15 LFA 2010
Jan‐13
Dec‐15
Mar‐16
EC
Nov‐15 LFA 2010
Jan‐13
Dec‐15
Mar‐16
EC
Nov‐15 LFA 2010
Jan‐13
Dec‐15
Mar‐16
38
Usina UF
Submercado
Potência (MW) VENTOS DO PARAZINHO
PARQUE EÓLICO DOS ÍNDIOS 2
ANGICAL
CAITITU
COQUEIRINHO
CORRUPIÃO
INHAMBU
TAMANDUÁ MIRIM
TEIU
CAIÇARA 2
CAIÇARA DO NORTE 1
PARQUE EÓLICO LANCHINHA
PARQUE EÓLICO PELADO
VENTOS DE SANTO URIEL
FAMOSA I
PAU BRASIL
ROSADA
SÃO PAULO
MALHADINHA 1
MIASSABA 4
SANTA HELENA
SM
VENTOS DE SANTA ROSA
VENTOS DE SANTO INÁCIO
VENTOS DE SÃO GERALDO
VENTOS DE SEBASTIÃO
CARCARÁ I
CARNAÚBAS
REDUTO
SANTO CRISTO
SÃO JOÃO
IBIRAPUITÃ I
CHUÍ I
CHUÍ II
CHUÍ IV
CHUÍ V
MINUANO I
MINUANO II
VERACE I
VERACE II
VERACE III
VERACE IV
VERACE V
VERACE VI
DELTA DO PARNAÍBA
PORTO DAS BARCAS
TACAICÓ
SANTO ANTÔNIO DE PÁDUA
SÃO JORGE
BORGO
ESPIGÃO
PELOURINHO
PILÕES
SERRA DO ESPINHAÇO
Cabo Verde 3 (AntigaForça 1)
Cabo Verde 2 (Antiga Força 2)
Cabo Verde (Antiga Força 3)
PARQUE EÓLICO DOS ÍNDIOS 3
PONTAL 3 B
VENTOS DA ANDORINHA
CE
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12
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16
Status
Amarela
Verde
Verde
Amarela
Amarela
Verde
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Amarela
Verde
Amarela
Amarela
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Verde
Verde
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Amarela
Amarela
Amarela
Amarela
Amarela
Amarela
*Situação PMO Previsão Cronograma Premissa ANEEL Leilão
Junho/2014 SFG/ANEEL
do Leilão
PSR
(Obras)
(ONS)
EC
Nov‐15 LFA 2010
Jan‐13
Dec‐15
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Oct‐14
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Jun‐15
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Mar‐15 A‐3 2011
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Mar‐15 A‐3 2011
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A‐3 2011
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May‐15 A‐3 2011
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Jan‐16
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Jan‐16
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39
Usina UF
Submercado
Potência (MW) VENTOS DE CAMPO FORMOSO I
VENTOS DE CAMPO FORMOSO II
VENTOS DE MORRINHOS
VENTOS DO SERTÃO
CATAVENTOS EMBUACA
GOIABEIRA
VENTOS DE HORIZONTE
JANDAIA
SÃO JANUÁRIO
UBATUBA
JANDAIA I
NOSSA SENHORA DE FÁTIMA
PITOMBEIRA
SANTA CATARINA
SÃO CLEMENTE
CAIÇARA I
CAIÇARA II
JUNCO I
JUNCO II
BAIXA DO FEIJÃO I
BAIXA DO FEIJÃO II
BAIXA DO FEIJÃO III
BAIXA DO FEIJÃO IV
MACAMBIRA I
MACAMBIRA II
PARQUE EÓLICO CABEÇO PRETO III
PARQUE EÓLICO CABEÇO PRETO V
PARQUE EÓLICO CABEÇO PRETO VI
CARCARÁ 2
TERRAL
MORRO DOS VENTOS II
MARCO DOS VENTOS 1
MARCO DOS VENTOS 2
Granja Vargas 1
DOIS RIACHOS
SÃO SALVADOR
VENTOS DO NORTE 1
VENTOS DO NORTE 2
VENTOS DO NORTE 3
VENTOS DO NORTE 4
VENTOS DO NORTE 5
VENTOS DO NORTE 6
VENTOS DO NORTE 7
Cabo Verde 4
Cabo Verde 5
Granja Vargas 2
Granja Vargas 3
Assuruá II
Assuruá V
Assuruá VII
Caetité A
Caetité B
Baraúnas I
Esperança
Damascena
Maniçoba
ACAUÃ
ANGICAL 2
ARAPAPÁ
CAITITU 2
CAITITU 3
CARCARÁ
CORRUPIÃO 3
TEIÚ 2
BOM JESUS
CACHOEIRA
PITIMBU
SÃO CAETANO
SÃO CAETANO I
SÃO GALVÃO
BA BA BA BA CE CE CE CE CE CE CE CE CE CE CE CE CE CE CE RN RN RN RN RN RN RN RN RN RN RN RN MA MA RS BA BA MA MA MA MA MA MA MA RS
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Status
Amarela
Amarela
Amarela
Amarela
Amarela
Amarela
Amarela
Amarela
Amarela
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Usina UF
Submercado
Potência (MW) CARNAÚBA I
CARNAÚBA II
CARNAÚBA III
Carnaúba V
Cervantes I
CERVANTES II
PUNAÚ I
Mussambê
Morro Branco I
Abil
Acácia
Angico
Folha de Serra
Jabuticaba
Jacaranda do cerrado
Taboquinha
Tabua
Vaqueta
VENTOS DE SANTA BRIGIDA I
VENTOS DE SANTA BRIGIDA II
VENTOS DE SANTA BRIGIDA III
VENTOS DE SANTA BRIGIDA IV
VENTOS DE SANTA BRIGIDA V
VENTOS DE SANTA BRIGIDA VI
VENTOS DE SANTA BRIGIDA VII
VENTOS DE SANTA JOANA II
VENTOS DE SANTA JOANA IX
VENTOS DE SANTA JOANA VI
VENTOS DE SANTA JOANA VIII
VENTOS DE SANTA JOANA X
VENTOS DE SANTA JOANA XI
VENTOS DE SANTA JOANA XII
VENTOS DE SANTA JOANA XIII
VENTOS DE SANTA JOANA XIV
VENTOS DE SANTA JOANA XV
VENTOS DE SANTA JOANA XVI
VENTOS DE SANTO ONOFRE I
VENTOS DE SANTO ONOFRE II
VENTOS DE SANTO ONOFRE III
CAPÃO DO INGLÊS
CHUÍ 09
COXILHA SECA
CURUPIRA
PONTAL 2A
FAZENDA VERA CRUZ
GALPÕES
POVO NOVO
VERACE 24
VERACE 25
VERACE 27
VERACE 28
VERACE 29
VERACE 30
VERACE 31
VERACE 34
VERACE 35
VERACE 36
CAETITÉ C
SERRA DAS VACAS I
SERRA DAS VACAS II
SERRA DAS VACAS III
SERRA DAS VACAS IV
COQUEIRINHO 2
PAPAGAIO
ITAREMA I
ITAREMA II
ITAREMA III
ITAREMA V
VENTOS DE GUARÁS I
VENTOS DE SANTA JOANA I
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Usina VENTOS DE SANTA JOANA III
VENTOS DE SANTA JOANA IV
VENTOS DE SANTA JOANA V
VENTOS DE SANTA JOANA VII
VENTOS DE SANTO AUGUSTO III
VENTOS DE SANTO AUGUSTO IV
VENTOS DE SANTO AUGUSTO V
ARARA AZUL BENTEVI OURO VERDE I OURO VERDE II OURO VERDE III Banda de Couro Baraúnas II BONS VENTOS CACIMBAS 2 BONS VENTOS CACIMBAS 3 BONS VENTOS CACIMBAS 4 BONS VENTOS CACIMBAS 5 BONS VENTOS CACIMBAS 7 Itaguaçu da Bahia Ventos de Santa Luiza Ventos de Santa Madalena Ventos de Santa Marcella Ventos de Santa Vera Ventos de Santo Antonio Ventos de São Bento Ventos de São Cirilo Ventos de São João Ventos de São Rafael Assuruá I Assuruá VI Capoeiras I Capoeiras II Curral de Pedras III Curral de Pedras IV Aroeira
Jericó
Umbuzeiros
Casa Nova II Casa Nova III Pedra Cheirosa Pedra Cheirosa II UMBURANAS 1 UMBURANAS 10 UMBURANAS 11 UMBURANAS 12 UMBURANAS 13 UMBURANAS 14 UMBURANAS 15 UMBURANAS 16 UMBURANAS 18 UMBURANAS 2 UMBURANAS 3 UMBURANAS 4 UMBURANAS 5 UMBURANAS 6 UMBURANAS 7 UMBURANAS 8 UMBURANAS 9 Aventura I Cabeço Vermelho Cabeço Vermelho II TAMANDUÁ MIRIM 2 CATANDUBA I CATANDUBA II Porto do Delta Testa Branca I SANTA ROSA UIRAPURU Ventos de Angelim Todos os direitos reservados © PSR
UF
Submercado
Potência (MW) PI PI PI PI PI PI PI RN RN RN RN RN BA BA CE CE CE CE CE BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA RN RN RN BA BA CE CE BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA BA RN RN RN BA RN RN PI PI CE CE CE NE
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Usina VENTOS DE SANTO AUGUSTO I VENTOS DE SANTO AUGUSTO II VENTOS DE SANTO AUGUSTO VI VENTOS DE SANTO AUGUSTO VII VENTOS DE SANTO AUGUSTO VIII VENTOS DE SANTO ESTEVÃO I VENTOS DE SANTO ESTEVÃO II VENTOS DE SANTO ESTEVÃO III VENTOS DE SANTO ESTEVÃO V Serra do Mel I Serra do Mel II Serra do Mel III União dos Ventos 15 União dos Ventos 16 Ventos da Bahia II Ventos da Bahia IV Ventos da Bahia VIII União dos Ventos 12 União dos Ventos 13 União dos Ventos 14 Vila Amazonas V Vila Pará I Vila Pará II Vila Pará III Aura Mangueira IV Aura Mangueira VI Aura Mangueira XI Aura Mangueira XII Aura Mangueira XIII Aura Mangueira XV Aura Mangueira XVII Aura Mirim IV Aura Mirim VI Aura Mirim VIII UF
Submercado
Potência (MW) PI PI PI PI PI PE PE PE PE RN RN RN RN RN BA BA BA RN RN RN RN RN RN RN RS RS RS RS
RS RS RS RS RS RS NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
NE
S
S
S
S
S
S
S
S
S
S
16
30
30
16
16
30
30
30
30
28
28
28
30
30
30
12
30
27
20
22
30
30
30
30
22
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10
16
14
18
14
14
8
8
8
16
16
8
9
17
15
16
15
13
13
13
13
13
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14
11
12
15
14
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Balanço estrutural de energia
A partir das premissas estabelecidas pela PSR (apresentadas acima), a figura a seguir compara a oferta
estrutural de suprimento de energia com a demanda prevista para os anos 2014 a 2018 para o caso
“sem fricção” e considerando as restrições de intercâmbio do PMO de junho.
Figura 2 – Balanço estrutural de energia do SIN – sem fricção e com intercâmbios do PMO de junho
43
Observa-se que seguindo o critério de convergência CMO=CME = 108R$/MWh há um desequilíbrio
entre a oferta contratada e a demanda em todo o horizonte. Isto significa que estruturalmente o CMO
do sistema é maior que o CME, indicando que seria mais econômico para o consumidor contratar
nova capacidade de expansão, ao invés de atender a demanda com os recursos existentes. Em 2018 o
déficit estrutural de capacidade do sistema se reduz devido à entrada da totalidade de energia de
reserva contratada até o momento, de cerca de 4 GW médios.
A figura a seguir compara a oferta estrutural de suprimento de energia com a demanda prevista para
os anos 2014 a 2018 para o caso “sem fricção” e considerando que a partir de 2017 haveria expansão
da transmissão para eliminar as restrições de intercâmbio conjunturais do sistema. Observa-se que a
oferta estrutural do sistema aumenta em 1 GW médios em 2017 e 0,3 GW médios em 2018.
Figura 3 – Balanço estrutural de energia do SIN – sem fricção e com ampliação do intercâmbio a partir de 2017
Impacto do Fator de Fricção
Conforme discutido na edição no 72 do ER (dezembro/2012), a evolução dos reservatórios em 2012 é
intrigante, pois o ano começou com o maior nível de armazenamento da história recente, e termina
com o pior nível desta história, porém sem que tenha ocorrido uma seca severa.
O ER de dezembro/2012 indica a existência de “fatores de fricção” não considerados nos atuais
modelos de operação que estão reduzindo a eficiência da produção hidrelétrica real comparada com a
simulada – em outras palavras, aparentemente é necessário utilizar mais água para produzir 1 MWh
na “vida real” do que o calculado pelos modelos de simulação operativa. Dada a importância da
geração hidrelétrica no sistema brasileiro, este fator de ajuste afetaria significativamente as análises de
segurança de suprimento para os próximos anos. Assim, essa seção busca analisar a sensibilidade do
balanço estrutural de energia do SIN quando os “fatores de fricção” são considerados na simulação.
44
Os resultados dos modelos de simulação podem ser aproximados aos da operação real do sistema
ajustando dois fatores: (i) vazões anômalas na região NE (que provocam uma transferência de energia
64
para esta região maior do que a indicada pelos modelos) ; e (ii) desajustes entre os parâmetros reais e
de projetos de usinas hidrelétricas. Considerou-se nas simulações uma redução de 4% na
produtividade das usinas hidrelétricas e uma redução nas vazões da região NE para o valor observado
nos últimos 20 anos. É importante ressaltar que esta redução na produtividade busca modelar aspectos
referentes à operação da usina (assoreamento, redução na eficiência da máquina, restrições ambientais
que afetam a capacidade de turbinamento, etc) e à operação do sistema (restrições elétricas, etc).
A figura a seguir compara a oferta estrutural de suprimento de energia com a demanda prevista para
os anos 2014 a 2018 para o caso “com fricção” e considerando que a partir de 2017 haveria expansão
da transmissão para eliminar as restrições de intercâmbio conjunturais do sistema.
Figura 4 – Balanço estrutural de energia do SIN – com fricção e com ampliação do intercâmbio a partir de 2017
Verifica-se que a consideração dos “fatores de fricção” reduz a oferta estrutural do SIN em cerca de 3,5
GW médios de 2014 a 2018. Observa-se que o balanço com critério de convergência CMO=CME =
108R$/MWh utilizando os fatores de fricção, o desequilíbrio entre a oferta contratada e a demanda é
superior ao déficit do balanço mostrado na Figura 3 em todo o horizonte. Isto significa que
estruturalmente o CMO do sistema é maior que o CME, e que para compensar os “fatores de fricção”
deveria se contratar um montante maior de nova capacidade de expansão.
Para compensar o fator de fricção, seria necessário contratar 2 GW médios de energia de reserva a
partir de 2018.
Atrasos na construção de nova oferta de geração
64
Conforme discutido em ER anteriores (vide edição nº 83, de novembro de 2013, para uma análise detalhada), desde 1992
que a ENA da região Nordeste não supera a MLT.
45
Situação da nova oferta de geração prevista para entrar em operação de 2014 a 2018
A figura a seguir apresenta o montante de nova oferta de geração presente na configuração do Plano
Mensal de Operação (PMO) de junho de 2014 do ONS, considerando a situação dessa nova oferta de
acordo com o relatório de fiscalização da ANEEL de Maio de 2014.
Observa-se inicialmente que um total de 35,6 GW de nova capacidade de geração deverá entrar em
operação de 2014 a 2018. Deste total, 28,1 GW (79%) estão classificados como “verdes”, e 7,5 GW
(21%) correspondem a usinas “amarelas”, com possibilidade de atraso.
Figura 5 – Entrada em operação de nova geração (potência instalada)
A figura a seguir desagrega o montante “amarelo” por tecnologia de geração (hidrelétricas, térmicas a
gás, óleo, eólicas, biomassa e PCHs).
46
Figura 6 – Montante por tecnologia das usinas “amarelas”
Observa-se que, para o horizonte de 2014 a 2018, há 3,8 GW de usinas eólicas consideradas como
oferta “amarela” (50% da potência total classificada como “amarela”).
Atrasômetro
A partir da edição de abril de 2014 passamos a apresentar um índice para monitorar os atrasos de nova
oferta ao SIN, que chamaremos de “Atrasômetro”. O método usado para monitorar os atrasos
utilizará como referência o montante de garantia física previsto para entrar no SIN no primeiro PMO
do ano, e a cada mês será identificado o que realmente entrou dessa oferta prevista e comparado com
o valor de referência.
Por exemplo, para 2013, foi previsto no PMO de janeiro do ONS que entrariam, até o final do ano,
quase 6.500 MW médios de garantia física (a média anual do reforço, ponderada pela data de entrada
prevista, seria 3.516 MW médios de garantia física). Entretanto, de acordo com o relatório de
fiscalização da ANEEL de dezembro de 2013, só entraram efetivamente em operação menos de 3.000
MW médios, o que corresponde a uma média anual ponderada de 1.846 MW médios, apenas 53% do
previsto no PMO de janeiro.
Na edição de abril de 2014 apresentamos o “Atrasômetro” considerando o ano de 2013. A partir da
edição deste mês passaremos a monitorar os atrasos de 2014.
O gráfico abaixo apresenta uma comparação entre o montante previsto versus o montante realizado
em 2014, de acordo com as informações do PMO do ONS e do relatório de fiscalização da ANEEL.
47
Figura 7 – Atrasômetro 2014
48
GLOSSÁRIO
A-3 / A-5
Ver “LEN A-3/A-5”
ANA – Agência nacional de águas
Agência que regula o uso da água de rios e lagos sob a responsabilidade do poder federal.
ACL – Ambiente de contratação livre
Ambiente no qual há a negociação direta de contratos bilaterais entre os agentes que podem
participar do mercado livre de energia – geradores, comercializadores e consumidores livres.
ACR – Ambiente de contratação regulado
Ambiente no qual se realiza a contratação de energia entre geradores e empresas
distribuidoras. Toda a contratação do ACR é realizada por meio de leilões de energia.
ANEEL – Agência nacional de energia elétrica
Agência reguladora do setor de energia elétrica no Brasil, responsável por estabelecer as regras
e condições gerais para os agentes.
ANP – Agência nacional do petróleo
Órgão regulador do setor de petróleo e gás natural no Brasil.
CAR – Curva de aversão a risco
Consiste em uma modificação no critério de planejamento da operação que “força” um nível
mínimo para os reservatórios das usinas hidrelétricas, de modo a minimizar o risco de
racionamento.
CCC – Conta de consumo de combustíveis
Encargo do setor elétrico brasileiro que subsidia o custo de geração em sistemas isolados, que
têm elevada participação de usinas a óleo combustível.
CCEE – Câmara de comercialização de energia elétrica
Entidade privada subordinada à ANEEL, responsável pelo registro e gerenciamento de
operações de comercialização de energia e pelas liquidações no mercado de curto prazo.
CCEAR – Contrato de comercialização de energia no ambiente regulado
É o contrato que é assinado entre as distribuidoras e os geradores vencedores dos leilões de
energia.
49
CDE – Conta de desenvolvimento energético
Encargo do setor elétrico brasileiro com o objetivo de financiar o desenvolvimento energético
dos estados, projetos de universalização do acesso à energia, subvenções a consumidores de
baixa renda e incentivos a determinadas tecnologias.
CEPEL – Centro de pesquisas em energia elétrica
Centro de pesquisas controlado pela Eletrobras, responsável pelos softwares de simulação e
despacho utilizados no setor elétrico – tais como NEWAVE e DECOMP.
CER – Contrato de energia de reserva
É o contrato assinado pelos geradores vencedores de um leilão de energia de reserva. A CCEE
é responsável por gerir o recurso da conta de energia de reserva e remunerar o gerador pela
energia produzida.
CFURH – Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos
Encargo que incorre sobre a geração de usinas hidrelétricas, referente à exploração do
potencial hidráulico. É destinado em sua maioria aos governos estaduais e municipais, com
parcelas menores repassadas ao MME e à ANA.
CMO – Custo marginal de operação
Representa o custo (em R$/MWh) de se aumentar marginalmente a demanda do sistema. O
CMO de um sistema hidrotérmico depende do custo de oportunidade da água armazenada,
envolvendo análises complexas que são realizadas por modelos computacionais.
CMSE – Comitê de monitoramento do setor elétrico
Grupo composto pelos dirigentes de entidades setoriais, com o objetivo de monitorar a
segurança de suprimento do sistema e informar o governo de potenciais problemas
identificados.
CNPE – Conselho nacional de política energética
Conselho composto por ministros de estado e outras autoridades, responsável pela elaboração
da política energética brasileira. Define os critérios de garantia de suprimento e pode autorizar
a realização de empreendimentos considerados estratégicos para o país.
CPAMP – Comissão permanente de análises de metodologias e programas computacionais
no setor elétrico
Comissão com a finalidade de garantir coerência e integração das metodologias e programas
computacionais utilizados pelo MME, EPE, ONS e CCEE – tais como NEWAVE e DECOMP.
CVU – Custo Variável Unitário
É o custo variável de geração de uma usina, em R$/MWh. Deve incluir gastos com
combustível e de O&M, mas não considera custos fixos ou remuneração do investimento.
50
DECOMP
Modelo de otimização utilizado na simulação de curto prazo do sistema elétrico brasileiro,
que retorna o plano de operação e o PLD da semana seguinte.
EPE – Empresa de pesquisa energética
Empresa pertencente ao governo federal encarregada de realizar estudos técnicos de
planejamento energético para o MME.
ESS – Encargos de serviços do sistema
Encargo do setor elétrico brasileiro que remunera custos de manutenção da confiabilidade do
sistema que não são contemplados no PLD – como o despacho fora da ordem de mérito e os
serviços ancilares.
GF – Garantia física
A garantia física de uma usina, calculada por modelos computacionais, representa a
contribuição da usina para a segurança de suprimento do sistema, e é igual à máxima energia
que ela pode vender em contratos.
IBAMA – Instituto brasileiro do meio ambiente
Órgão federal responsável pelo monitoramento e controle ambiental. Atua nos processos de
licenciamento ambiental de grandes projetos de infraestrutura.
ICB – Índice custo-benefício
Parâmetro para comparação de projetos nos leilões de energia, que leva em conta a expectativa
de geração da usina.
IGP-M – Índice geral de preços de mercado
Índice de inflação no Brasil que captura tanto variações de preços no atacado quanto ao
consumidor final.
IPCA – Índice nacional de preços ao consumidor amplo
Índice de inflação no Brasil que captura variações de preços ao consumidor final.
LEE – Leilão de energia existente
Leilão para renovação do montante contratado pelas distribuidoras, no qual participam usinas
já em funcionamento.
LEN A-3/A-5 – Leilão de energia nova “A menos 3”/”A menos 5”
Leilões para contratação de energia nova pelas distribuidoras, para atender o crescimento da
demanda. Leilões A-3 são para entrega três anos após a realização do leilão, e A-5 para entrega
cinco anos depois.
51
LER – Leilão de energia de Reserva
Leilões organizados pelo governo para contratar energia “extra” de modo a garantir a
segurança de suprimento do sistema.
LI – Licença ambiental de instalação
A LI corresponde à segunda das três etapas do licenciamento ambiental no Brasil, e é
necessária para que os trabalhos de construção e operação do empreendimento se iniciem.
LO – Licença ambiental de operação
A LO corresponde à terceira e última etapa do licenciamento ambiental no Brasil, e deve ser
obtida antes do início da operação do empreendimento.
LP – Licença ambiental prévia
A LP corresponde à primeira das três etapas do licenciamento ambiental no Brasil, e é exigida
para que projetos de geração possam participar de leilões de energia nova.
MCSD – Mecanismo de compensação de sobras e déficits
Este mecanismo permite uma troca de contratos entre as distribuidoras: distribuidoras com
sobra contratual podem ceder seus contratos para outras deficitárias, beneficiando ambas.
MMA – Ministério do meio ambiente
É o responsável pela formulação e implementação de políticas nacionais de meio ambiente,
envolvendo uso dos recursos hídricos, preservação dos ecossistemas e integração de meio
ambiente e produção.
MME – Ministério de minas e energia
É o responsável pela formulação e implementação da política energética brasileira. Coordena
o CNPE, supervisiona empresas públicas, prepara os planos de expansão e define a garantia
física das usinas.
MRA – Mecanismo de redução da energia assegurada
Mecanismo que penaliza as usinas participantes do MRE caso apresentem indisponibilidades
maiores que o esperado.
MRE – Mecanismo de realocação de energia
Mecanismo obrigatório para todas as usinas hidrelétricas, segundo o qual a produção e o risco
hidrológico são compartilhados por todos os integrantes.
NEWAVE
Modelo de otimização utilizado na simulação de longo prazo do sistema elétrico brasileiro,
com horizonte de cinco anos. Seus resultados são utilizados como entrada para o DECOMP.
52
ONS – Operador nacional do sistema
Entidade privada subordinada à ANEEL, responsável pela operação de curto prazo e despacho
físico do sistema.
P&D – Pesquisa e desenvolvimento
Refere-se a um encargo pago por agentes do setor elétrico (geradores, distribuidoras, e
empresas de transmissão) para investimentos em pesquisa e desenvolvimento.
PCH – Pequena central hidrelétrica
É definida como PCH qualquer unidade geradora hidrelétrica com potência inferior a 50 MW,
que são tratadas diferentemente das hidrelétricas tradicionais em alguns aspectos.
PDE – Plano decenal de expansão
Documento publicado anualmente pela EPE que descreve o seu planejamento de longo prazo
para o sistema elétrico, com horizonte de dez anos.
PIS/COFINS
São dois dos principais impostos federais brasileiros, incidentes sobre a receita bruta das
empresas e destinados à seguridade social.
PLD – Preço de liquidação das diferenças
É o preço de liquidação da energia no mercado spot, definido a partir do CMO, com aplicação
de um “piso” e um “teto”. É calculado semanalmente pelo DECOMP, para três patamares de
carga (pesado, intermediário e leve) e quatro submercados (Norte, Nordeste, Sul, e SudesteCentro-Oeste).
PMO – Programa mensal da operação
Documento publicado mensalmente pelo ONS que descreve a situação atual do sistema
elétrico e projeções para os próximos cinco anos.
PROINFA – Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica
Programa implementado em 2004 para subsidiar projetos de fonte eólica, biomassa e PCHs e
ampliar sua participação na matriz energética brasileira. Também se refere ao encargo criado
para financiar o programa.
RAP – Receita anual permitida
Valor que remunera as instalações do sistema de transmissão, determinado pelo lance
vencedor do leilão de transmissão.
REN – Resolução Normativa
Resolução normativa publicada pela ANEEL.
53
RGR – Reserva global de reversão
Encargo do setor elétrico brasileiro destinado à reversão de ativos ao poder concedente ao fim
dos contratos de concessão, também utilizado para financiar programas de expansão e
melhoria no sistema elétrico.
SIN – Sistema Interligado Nacional
É a principal rede interligada de transmissão e distribuição do Brasil, que cobre grande
extensão do país e atende a 98% da carga do sistema. Os outros 2% são atendidos por cerca de
300 sistemas isolados.
SDDP
Modelo de otimização desenvolvido pela PSR para simulação de sistemas hidrotérmicos.
TEIF – Taxa equivalente de indisponibilidade forçada
Indica a taxa de indisponibilidade média de uma usina devido a falhas em equipamentos,
representada como uma porcentagem do número de horas de operação.
TEIP – Taxa equivalente de indisponibilidade programada
Indica a taxa de indisponibilidade média de uma usina devido a manutenções preventivas,
representada como uma porcentagem do número total de horas no período.
TEO – Tarifa de energia de otimização
Valor calculado anualmente pelo ONS com base nos custos de operação e manutenção de
usinas hidrelétricas, utilizado para remunerar as transferências de energia no MRE.
TFSEE – Taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica
Encargo do setor elétrico brasileiro que remunera as despesas operativas e operacionais da
ANEEL.
TUSD – Tarifa de uso do sistema de distribuição
Tarifa paga por consumidores livres ligados à rede de uma distribuidora, correspondente à
TUST mais um valor que remunere o custo de construção e manutenção da rede de
distribuição.
TUST – Tarifa de uso do sistema de transmissão
Tarifa que representa o custo unitário de uso do sistema de transmissão, calculada a partir das
RAPs e paga pelos geradores, distribuidoras e consumidores livres ligados diretamente à rede
de transmissão.
UNSI – Usinas não simuladas individualmente
Usinas que são representadas de forma simplificada em simulações de mercado do NEWAVE,
SDDP e DECOMP. Em geral, são pequenas centrais eólicas, a biomassa, ou PCHs.
54
UHE – Usina Hidrelétrica
UTE – Usina Termelétrica
VR – Valor de referência
Valor que representa o preço da energia nova contratada para entrega no ano vigente,
calculado com base na energia vendida nos leilões A-5 de cinco anos antes e A-3 de três anos
antes.
55
SOBRE O ENERGY REPORT PSR
O Energy Report é um boletim mensal desenvolvido pela PSR com o principal objetivo de analisar
temas relevantes do setor de energia elétrica no Brasil. Ele é publicado eletronicamente há sete anos,
em português e inglês, e segue a seguinte estrutura padronizada:
Opinião – esta seção coloca em destaque um tema atual e relevante do setor elétrico,
selecionado pela PSR para um estudo mais profundo e discussão. Uma lista de assuntos
trabalhados em edições recentes está disponível abaixo.
Regulatório - é feito um levantamento e análise da atividade recente do poder público sobre o
setor elétrico. As decisões tomadas e documentos publicados são interpretados pela PSR, e seu
impacto sobre o setor é avaliado.
Jurídico – seção sob a responsabilidade de nossos parceiros da Advocacia Waltenberg, trata de
temas jurídicos do setor elétrico sob um prisma ligeiramente diferente da PSR.
Ambiental – trata especificamente de temas ambientais ligados ao setor elétrico, com ênfase
no acompanhamento dos processos de licenciamento.
Suprimento – apresenta um panorama do sistema elétrico para os próximos anos, com
apresentação de balanços de oferta e demanda, balanços de ponta, e vazões projetadas. Temas
que representam riscos à segurança de suprimento são discutidos.
Assinatura e acesso
A assinatura anual do Energy Report compreende 12 (doze) edições eletrônicas mensais e pode ser
feita através do telefone (21) 3906 2100, ou do email: [email protected];
O acesso a nossas edições é restrito e o assinante deve cadastrar-se no Portal de Serviços da PSR.
Sempre que uma nova edição é publicada, os leitores registrados receberão uma notificação por email
e, acessando o Portal da PSR, poderão fazer download dos arquivos. As edições anteriores estarão
permanentemente disponíveis no Portal de Serviços da PSR.
Temas analisados em edições anteriores
Edição Especial ENASE - Maio 2014: O setor em seu labirinto
Edição 88 - Abril 2014: Setor Elétrico pós-verão: a odisseia continua?
Edição 87 - Março 2014: Teremos uma “buemba” tarifária em 2015?
Edição 86 - Fevereiro 2014: Aristóteles e a controvérsia sobre risco de racionamento
Edição 85 - Janeiro 2014: Risco de apagão: “piti” do mercado ou lentes cor de rosa do governo?
Edição 84 - Dezembro 2013: Leilões de energia nova: estamos nos distanciando do padrão FIFA?
Edição 83 - Novembro 2013: O que está acontecendo na região Nordeste?
Edição 82 - Outubro 2013: As distribuidoras voltarão para o fundo do poço financeiro em 2014?
Edição 81 - Setembro 2013: Devemos nos preocupar com o sistema de transmissão?
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Energy Report, Maio/2014 - PSR

Transcrição

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