Setor Elétrico Brasileiro

Conselho Nacional de Política Energética – CNPE

Em agosto de 1997, foi criado o CNPE com a atribuição de propor ao Presidente da República políticas nacionais e medidas para o setor energético brasileiro. O CNPE é composto pelo Ministro de Minas e Energia que o preside, dez membros da administração do Governo Federal, sendo oito destes ministros de Estado, e três representantes escolhidos pelo Presidente da República.

Ministério de Minas e Energia – MME

O MME é o agente institucional primário do setor elétrico. Após a aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico em 2004, o MME assumiu determinadas obrigações que anteriormente constituíam responsabilidade da ANEEL, inclusive a redação das diretrizes que regem a outorga de concessões e a emissão de instruções para o processo de licitação em concessões relacionadas a serviços e ativos públicos. Empresas de capital misto como Petrobrás e Eletrobrás bem como as agências nacionais de Energia Elétrica – ANEEL e do Petróleo – ANP estão vinculadas aos MME.

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE

Criado em 2004, o CMSE tem como função acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletro energético em todo o território nacional. É composto por quatro membros do MME e os respectivos titulares das seguintes instituições: Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL; Agência Nacional do Petróleo – ANP; Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE; Empresa de Pesquisa Energética – EPE; e Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

A ANEEL é uma autarquia federal cuja principal responsabilidade é regular e fiscalizar o setor elétrico segundo a política determinada pelo MME e responder a questões a ela delegadas pelo Governo Federal e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras, (i) regular a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica; (ii) Fiscalizar as concessões, as permissões e os serviços de energia elétrica; (iii) Implementar as políticas e diretrizes do governo federal relativas à exploração da energia elétrica e ao aproveitamento dos potenciais hidráulicos; (iv), (iv) promover as atividades relativas às outorgas de concessão, permissão e autorização de empreendimentos e serviços de energia elétrica; (v) mediar, na esfera administrativa, os conflitos entre os agentes e entre esses agentes e os consumidores; e (vii) definição dos critérios e metodologia para determinação das tarifas.

Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS

O ONS é uma organização sem fins lucrativos que coordena e controla empresas que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, além de outros agentes privados, tais como importadores, exportadores e Consumidores Livres. O principal papel do ONS é supervisionar as operações de geração e transmissão no Sistema Interligado Nacional – SIN, de acordo com a regulamentação e supervisão da ANEEL. As principais atribuições s do ONS são: (i) o planejamento e a programação da operação e o despacho centralizado da geração, com vistas à otimização do SIN (ii) a supervisão e controle da utilização do SIN e interconexões internacionais, (iii) a contratação e a administração de serviços de transmissão de energia elétrica e as respectivas condições de acesso de maneira não discriminatória a todos os agentes do setor, (iv) proposição de regras para a operação das instalações da transmissão da Rede Básica do SIN, mediante processo público e transparente, e (v) propor ao Poder Concedente ampliações de instalações da rede básica, bem como de reforços do SIN, a serem considerados no planejamento da expansão do sistema de transmissão

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

Criada em 2004 em substituição ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica, a CCEE é uma associação civil sem fins lucrativos mantida pelo conjunto de agentes que atuam no mercado de energia e está sujeita à autorização, fiscalização e regulamentação da ANEEL. A CCEE viabiliza as atividades de compra e venda de energia em todo o Brasil. A instituição é incumbida do cálculo e da divulgação do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, utilizado para valorar as operações de compra e venda de energia. Entre as principais atribuições da entidade, incluem-se: (i) implantar e divulgar regras e procedimentos de comercialização; (ii) fazer a gestão de contratos do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e do Ambiente de Contratação Livre (ACL); (iii) manter o registro de dados de energia gerada e de energia consumida; (iv) realizar leilões de compra e venda de energia no ACR, sob delegação da Aneel; (v) realizar leilões de Energia de Reserva, sob delegação da Aneel, e efetuar a liquidação financeira dos montantes contratados nesses leilões; (vi) apurar infrações que sejam cometidas pelos agentes do mercado e calcular penalidades;

O segmento de negócio de transmissão de energia elétrica inclui a implantação, operação e manutenção das linhas de instalações de transmissão que constituem o elo entre a geração e a distribuição de energia elétrica. Atualmente, o sistema de transmissão é composto por mais de 171 mil quilômetros de linhas de transmissão.

A Rede Básica do Sistema Interligado Nacional – SIN é constituída por todas as subestações e linhas de transmissão em tensões iguais ou superiores a 230kv. Seu planejamento é de responsabilidade dos agentes institucionais – MME, ONS e EPE – que orientam a necessidade de realização de licitações nas quais os agentes de mercado disputam em processo licitatório o direito de implantar e operar as novas linhas de transmissão por meio de concessões com prazos de 30 anos.

O agente vencedor do processo licitatório é definido pelo critério de maior deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP da prestação do serviço. O valor da RAP é aquele obtido como resultado do leilão de transmissão e é pago as transmissoras a partir da entrada em operação comercial de suas instalações. As concessões vigentes podem ser divididas em 3 categorias:

Categoria I – Concessões anteriores a 1998. A RAP é ajustada anualmente pelo IGP-M, e seus contratos vencem em 2015. Algumas concessões estão sujeitas a uma revisão tarifária.

Categoria II – Projetos Greenfield, leiloados entre 1999 e novembro de 2006. A RAP é ajustada anualmente pelo IGP-M ou pelo IPCA. Sofrem redução de 50% na RAP a partir do 16º ano de operação. Concessões expiram 30 anos após a assinatura do contrato.

Categoria III – Projetos Greenfield leiloados a partir de novembro de 2006. A RAP é ajustada anualmente pelo IPCA. Estão sujeitas a revisão tarifária nos anos 5, 10 e 15 da concessão. Revisão incorpora somente as mudanças no custo de capital, para refletir alterações da TJLP, o principal indexador de financiamentos do BNDES. Concessões expiram 30 anos após a assinatura do contrato.

As concessionárias de transmissão de energia elétrica têm a qualidade do serviço aferida por meio de indicadores associados à disponibilidade do sistema de transmissão. O índice de indisponibilidade de transmissão determina a Parcela Variável – PV a ser deduzida da RAP da transmissora em função da não prestação adequada do serviço público de transmissão. Também pode ocorrer o Adicional à RAP, cujo valor a ser adicionado à RAP é determinado caso houver desempenho operacional excelente, ou devido à repactuação do contrato devido a investimentos adicionais no sistema concedido (reforço do sistema).

Por se tratar de um país de dimensões continentais, as linhas de transmissão no Brasil interligam longas distâncias, uma vez que a maioria das instalações geradoras, em sua maioria as usinas hidrelétricas, estão usualmente afastadas dos grandes centros de consumo de energia.

O sistema elétrico interconectado fornece a troca de energia entre as diferentes regiões quando qualquer destas regiões enfrenta redução na geração de energia hidrelétrica devido à sazonalidade no regime de chuvas. Como as estações chuvosas ocorrem em períodos distintos na região Sul, Sudeste, Norte e Nordeste do Brasil, as linhas de transmissão de alta voltagem (500 kV ou 750 kV) possibilita que os locais com produção insuficiente de energia sejam abastecidos pelas instalações geradores de outras regiões.

O SIN está quase totalmente interconectado, sendo responsável por 98% do atendimento ao mercado de energia elétrica. Com as novas UHEs Belo Monte, Jirau e Santo Antonio – além de outros projetos de aproveitamento hidro energético na região Norte, o país demandará vultosos investimentos em transmissão para conectar tais regiões ao Sistema Interligado Nacional. A expansão do Sistema Interligado Nacional – SIN para a região Norte representa oportunidades de investimento em novos sistemas de transmissão e permitirá a exploração do potencial hidrelétrico para projetos de grande, médio e pequeno porte, consolidando a região Norte como a nova fronteira energética brasileira.

O segmento de negócio de geração de energia elétrica inclui a prospecção, implantação, operação e manutenção das instalações geradoras. Os investidores que pretendem explorar instalações de geração de energia elétrica no Brasil deverão obter a outorga da concessão por meio de processo licitatório, autorização, ou permissão para projetos de auto geração, conforme o caso.

O país conta com uma capacidade instalada de geração em operação de aproximadamente 200 mil MW, sendo cerca de 55% proveniente de fonte hídrica, principal fonte, com crescimento exponencial das fontes eólica e solar fotovoltaica, com 15% e 6%, respectivamente.

Devido sua vasta extensão territorial de clima tropical e com bacias hidrográficas em áreas de planalto, o Brasil priorizou o uso da energia hidrelétrica na composição de sua matriz energética. Até os anos 90 diversas usinas com grandes reservatórios foram construídas. Devido à pressão da sociedade contra os danos ambientais e sociais causados pelos alagamentos o governo tem optado desde então pelas usinas hidrelétricas a fio d’agua que são sujeitas a grandes oscilações na produção de energia de acordo com o regime de chuvas onde se inserem.

Nos últimos anos, os esforços governamentais tem se concentrado na diversificação da matriz energética principalmente através da construção de de parques eólicos e solar fotovoltaicos, sem prejuízo ao estímulo a projetos de usinas e pequenas centrais hidrelétricas que ainda constituem as principais oportunidades de investimentos no setor.

Todas as etapas de um empreendimento de geração – dos estudos para desenvolvimento do projeto até a sua efetiva entrada em operação comercial – são autorizadas e/ou fiscalizadas pela ANEEL. A construção das UHEs e PCHs, por envolver a exploração de um recurso natural que, pela Constituição, é considerado como bem da União, deve ser precedida de um estudo de inventário hidrelétrico – cuja realização depende de autorização da ANEEL e cujos resultados também deverão ser aprovados pela entidade.

Para as UHEs, a etapa seguinte ao estudo de inventário é a realização do estudo de viabilidade para usinas com potência instalada acima de 50 MW ou a realização de projeto básico para usinas com potência instalada entre 30 MW e 50 MW. Simultaneamente, devem ser obtidas, também, a licença ambiental e a reserva de recursos hídricos. Concluída esta etapa, os empreendimentos com potência acima de 50 MW estão aptos a serem licitados por meio de leilões de venda antecipada da energia a ser produzida. O empreendedor que realizou os estudos de viabilidade não necessariamente sagra-se vencedor do leilão, embora os estudos realizados permitam maior conhecimento sobre as condições de implantação do empreendimento. Vencerá o leilão o investidor que se propuser a vender a produção no Ambiente de Contratação Regulada – ACR pelo menor preço por MWh. O ACR é um ambiente exclusivo para geradoras e distribuidoras. No caso das UHEs, define-se por leilão o percentual que concessionário obrigatoriamente deverá vender no ACR e o percentual que poderá ser comercializado no Ambiente de Contratação Livre – ACL, onde participam geradoras, comercializadoras, importadores, exportadores e consumidores livres. Já a construção de PCHs – com potência de até 30MW e reservatório não superior a 3 km², podendo chegar a 13 km² desde que respeite as características de PCH, não exige nem o estudo de viabilidade nem a licitação. Após a realização do estudo de inventário, e a realização de projeto básico, a Aneel seleciona o empreendedor de acordo com critérios pré-definidos, avalia o projeto básico da usina e concede a autorização para a instalação. Não há exigência de venda de energia no ACR, embora o empreendedor também possa participar deste ambiente de contratação. Após o prazo de 30 anos, os bens são revertidos à União.

As geradoras de projetos licitados somente podem vender sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. No Ambiente de Contratação Livre – ACL, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente negociados com as comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500GWh/ano e Consumidores Livres.

Diante das diferenças hidrológicas significativas entre as regiões brasileiras, com períodos secos e úmidos não coincidentes, foi implementado um mecanismo de compensação entre as usinas hidráulicas para mitigar o risco hidrológico. O Mecanismo de Realocação de Energia – MRE foi concebido para compartilhar entre seus integrantes os riscos financeiros associados à comercialização de energia pelas usinas hidráulicas despachadas de modo centralizado e otimizado pelo ONS. O MRE abrange as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho centralizado do ONS. As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) podem participar opcionalmente. O MRE realoca contabilmente a energia, transferindo o excedente daqueles que geraram além de sua garantia física para aqueles que geraram abaixo. Desta forma, os principais riscos associados a projetos de geração de energia hidráulica no Brasil consistem nos riscos ambientais e construtivos dos empreendimentos.

MERCADO REGULADO

 MERCADO LIVRE