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Márcio Pereira Zimmermann
Aspectos Técnicos e Legais Associados ao
Planejamento da Expansão de Energia Elétrica
no Novo Contexto Regulatório Brasileiro
Dissertação de Mestrado
Dissertação apresentada como requisito parcial para
obtenção do grau de Mestre pelo Programa de Pós-
graduação em Engenharia Elétrica do Departamento de
Engenharia Elétrica da PUC-Rio.
Orientador: Dr. Ricardo Bernardo Prada
Co-Orientador: Dr. Albert Cordeiro Geber de Melo
Rio de Janeiro
Setembro de 2007
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Márcio Pereira Zimmermann
Aspectos Técnicos e Legais Associados ao
Planejamento da Expansão de Energia Elétrica
no Novo Contexto Regulatório Brasileiro
Dissertação apresentada como requisito parcial para
obtenção do grau de Mestre pelo Programa de Pós-
Graduação em Engenharia Elétrica do Departamento de
Engenharia Elétrica do Centro Técnico Científico da PUC-
Rio. Aprovada pela Comissão Examinadora abaixo
assinada.
Dr. Ricardo Bernardo Prada
Orientador
Departamento de Engenharia Elétrica/PUC-Rio
Dr. Albert Cordeiro Geber de Melo
Co-Orientador
CEPEL
Dr. Paulo Roberto de Holanda Sales
Eletrobrás
Dra. Maria Elvira Piñeiro Maceira
UERJ
Prof. José Eugenio Leal
Coordenador Setorial do Centro
Técnico Científico
Rio de Janeiro, 14 de setembro de 2007
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Todos os direitos reservados. É proibida e reprodução total ou
parcial do trabalho sem autorização da universidade, do autor e do
orientador.
Márcio Pereira Zimmermann
Graduou-se em Engenharia Elétrica pela PUC/RS em 1980. Pós-
graduou-se em Engenharia de Sistemas Elétricos (CESE) pela EFEI
em 1987. Desde 1980 é empregado das Centrais Elétricas do Sul
S.A. - ELETROSUL, onde exerceu diversos cargos técnicos e
gerenciais, incluindo Diretor de Produção e Comercialização de
Energia (1997) e Diretor Técnico (1999). Exerceu ainda os cargos
de Diretor de Engenharia das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. –
ELETROBRÁS (2001-2002) e de Diretor de Pesquisa e
Desenvolvimento do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica –
CEPEL (2003-2004). Atualmente é Secretário de Planejamento e
Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia,
cargo que exerce desde janeiro de 2005.
Ficha Catalográfica
CDD: 621.3
Zimmermann, Márcio Pereira
Aspectos técnicos e legais associados ao planejamento
da expansão de energia elétrica no novo contexto regulatório
brasileiro / Márcio Pereira Zimmermann ; orientador: Ricardo
Bernardo Prada; co-orientador: Albert Cordeiro Geber de Melo
– 2007.
312 f. ; 30 cm
Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica) –
Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Rio de
Janeiro, 2007.
Inclui bibliografia
1. Engenharia elétrica – Teses. 2. Energia. 3. Energia
elétrica. 4. Planejamento. 5. Planejamento da expansão. 6.
A
spectos legais. I. Prada, Ricardo Bernardo. II. Albert Cordeiro
Geber de Melo. III. Pontifícia Universidade Católica do Rio de
Janeiro. Departamento de Engenharia Elétrica. IV. Título.
Aos meus pais, Francisco (in memorian) e Marília
À minha esposa, Maristela,
Aos meus filhos, Márcio e Guilherme
Agradecimentos
Aos meus orientadores e amigos, Albert Cordeiro Geber de Melo e Ricardo
Bernardo Prada, pelos imprescindíveis incentivo e apoio para a realização do
Mestrado, além da dedicação e excelente orientação em todas as etapas deste
trabalho.
Aos colegas e amigos que constituíram o núcleo de pessoas que me apoiaram,
na condição de Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do
Ministério de Minas e Energia, no trabalho de resgate do planejamento da
expansão energética e na estruturação inicial das atividades técnicas da
Secretaria: Albert Cordeiro Geber de Melo, Altino Ventura Filho, Maria
Elvira Piñeiro Maceira, Leonardo Lins de Albuquerque, Paulo Altaur P. Costa,
Francisco Romário Wojcicki e Antônio Carlos Tatit Holtz;
A amiga Maria Aparecida de Almeida Pinto Seabra Fagundes, pelas
discussões e contribuições com relação ao ordenamento regulatório do setor
elétrico brasileiro, incluindo o chamado novo marco regulatório;
Aos Ministros Dilma Rousseff, Silas Rondeau Cavalcante Silva e Nelson José
Hubner Moreira pela confiança depositada no meu trabalho à frente da
Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de
Minas e Energia, cuja experiência acumulada foi decisiva para o
desenvolvimento desta dissertação;
Aos colegas da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do
Ministério de Minas e Energia pelas discussões diárias;
Aos colegas da Empresa de Pesquisa Energética, pelas valiosas discussões, em
especial, Mauricio Tiommo Tolmasquim, José Carlos de Miranda Farias e
Amílcar Gonçalves Guerreiro;
Ao amigo Paulo Roberto de Holanda Sales, pelas valiosas sugestões e
contribuições ao texto final;
A todos aqueles que contribuíram para a minha formação profissional, em
especial aos professores da PUC/RS, EFEI, PUC/Rio, e aos colegas da
ELETROSUL, ITAIPU, ELETROBRÁS, CEPEL e MME;
A Marcelo Sampaio Fonseca e Flavia Xavier Cirilo de Sá, pela ajuda na
revisão do texto;
Finalmente, aos meus familiares, pelo incentivo e apoio, bem como pela
compreensão pelo sacrifício imposto a eles devido à carreira que adotei.
.
Resumo
Zimmermann, Márcio Pereira; Prada, Ricardo Bernardo; de Melo, Albert
Cordeiro Geber de (Orientadores). Aspectos Técnicos e Legais Associados ao
Planejamento da Expansão de Energia Elétrica no Novo Contexto
Regulatório Brasileiro. Rio de Janeiro, 2007. 312p. Dissertação de Mestrado –
Departamento de Engenharia Elétrica, Pontifícia Universidade Católica do Rio de
Janeiro.
Até meados da década de 90 o setor elétrico brasileiro era constituído
predominantemente por empresas verticalmente integradas, com controle estatal, federal
ou estadual. A partir do ano de 1995, seguindo uma tendência internacional, começou a
ser implantada uma reforma do modelo então vigente, com a promulgação da Lei nº.
9.074. Com essa lei, foram dados os primeiros passos na direção de introduzir a
competição na geração e na comercialização de energia elétrica, bem como iniciou-se o
processo de privatização da distribuição. No ano seguinte foi criada a Agência Nacional
de Energia Elétrica. Em 1998, como resultado do Projeto de Restruturação do Setor
Elétrica (RE-SEB), a Lei nº. 9.648 instituiu o Mercado Atacadista de Energia, e fez surgir
um novo tipo de agente – os comercializadores. Além disso, esta lei estabeleceu o
Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. Assim, sem entrar no mérito de se analisar
a eficiência, pode-se afirmar que no marco regulatório anterior (oriundo do projeto RE-
SEB) as questões da operação eletro-energética, bem como da comercialização de energia
elétrica, ficaram bem delineadas. Entretanto, a função planejamento ficou para ser
discutida e detalhada em uma segunda etapa, que não aconteceu. Na realidade, ocorreu
uma mudança da estrutura que dava suporte ao planejamento setorial. Foi extinto o Grupo
Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos (GCPS), coordenado pela
ELETROBRÁS, e em seu lugar, instituiu-se o Comitê Coordenador do Planejamento da
Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE), na esfera do MME. Também, conferiu-se ao
planejamento da expansão da geração e da transmissão um caráter indicativo. Essas
mudanças, associadas à instabilidade que se verificou nas equipes responsáveis pela
elaboração do planejamento, nos últimos anos, reduziram, na prática, a eficácia dessa
função. Com o novo marco regulatório, consubstanciado pelas Leis no. 10.847 (criação
da Empresa de Pesquisa Energética – EPE) e 10.848 (Nova Lei de Comercialização de
Energia), de 15 de março de 2004, ocorreu o resgate dessa importante função integradora,
atualmente em fase de consolidação e por meio do Decreto nº. 5.267 houve a
reestruturação do Ministério de Minas e Energia, com a criação de uma Secretaria de
Planejamento e Desenvolvimento Energético que coordenasse este processo, a qual veio
instrumentar o MME, para que o art. 174
º da Constituição Federal efetivamente fosse
implementado, já que planejamento é função indelegável do Governo. Este trabalho tem
dois objetivos básicos: (i) descrever os principais aspectos do ordenamento regulatório
vigente para o setor elétrico brasileiro, analisando as diversas leis e decretos e suas
sucessivas atualizações, destacando o papel das instituições criadas e contextualizando a
importante função do planejamento setorial; e (ii) analisar a questão do planejamento
energético no marco regulatório mais recente, com ênfase no setor elétrico, destacando as
responsabilidades pela condução do processo de planejamento, as etapas de
implementação, a inter-relação do setor elétrico com os demais setores energéticos, bem
como os aspectos técnicos, econômicos e metodológicos associados nos horizontes de
curto (10 anos) e longo (30 anos) prazos.
Palavras-chave
Energia; energia elétrica; planejamento; planejamento da expansão; aspectos
legais.
Abstract
Zimmermann, Márcio Pereira; Prada, Ricardo Bernardo; Melo, Albert Cordeiro
Geber de (Advisor). Technical e Legal Aspects related to the Expansion
Planning of Electrical Systems in the Brazilian New Institutionalonal
Framework. Rio de Janeiro, 2007. 312p. MSc. Dissertation – Departamento de
Engenharia Elétrica, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.
From the Law nº 9,074, issued in 1995, the Brazilian electrical sector experienced
the starting of a reform in its institutional framework. Following an international trend,
this law introduced the competition in the generation and commercialization areas, as
well as started the privatization process of the distribution companies. In the following
year, the electrical sector regulatory agency was created. In 1998, as a result of the
Electrical Sector Restructuring Project (RE-SEB), the Law nº 9,648 set the Wholesale
Energy Market, e a new type of agent emerged – the trading companies. Besides that, this
law created the Independent System Operator. Therefore, without analyzing how efficient
it was, one can state that in the institutional framework introduced by the RE-SEB
Project, the issues related with system operation and energy trading were well defined.
On the other hand, the expansion planning aspects were neglected and left to be discussed
and detailed in a second phase, which did not take place. Actually, a change on the
institutional arrangement that supported the expansion planning activities was introduced:
The Electrical System Planning Coordination Group (GCPS), chaired by ELETROBRÁS,
was replaced by the Electrical System Expansion Planning Coordination Council (CCPE),
now under the MME. Also, the generation expansion planning became indicative. These
changes, associated to the irregularity of the staff in charge of the planning studies, led to
the decrease of the effectiveness of this important function in the last years. However, the
new institutional framework put in place in 2004 with the Laws no. 10,847 (establishment
of Empresa de Pesquisa Energética – EPE) and 10,848 (New Energy Trading Law)
promoted the renovation of this very import integrating function, which is now in a
consolidation phase. This work has two basic objectives: describe the main aspects of the
electrical sector legal framework, analyzing the several laws and decrees and their
updating, highlighting the new institutions and the important function of the expansion
planning; and (ii) analyze the issue of the energy planning in the new institutional
framework, with emphasis in the electrical sector, stressing the roles of the institutions
involved in the planning process, the implementing phases, the interface between the
electrical sector and the other energy sectors, as well as the technical, economic and
methodological aspects associated to the short (10 years) and long (30 years) term
planning horizons.
Keywords
Energy; electricity; planning; expansion planning; legal aspects
Sumário
1. Introdução
17
1.1. Considerações gerais 17
1.2. Objetivos da dissertação 23
1.3. Estrutura da dissertação 23
2. Ordenamento Regulatório do Setor Elétrico Brasileiro
25
2.1. Breve histórico 25
2.1.1. O Ministério de Minas e Energia 25
2.1.2. O órgão regulador 26
2.1.3. A Eletrobrás 28
2.1.4. O operador nacional do sistema elétrico – ONS 29
2.1.5. O mercado atacadista de energia elétrica – MAE 30
2.2. Da legislação [8-20] 32
2.2.1. Decreto nº. 24.643, de 10 de julho de 1934 (Código de Águas) 32
2.2.2. A criação da Eletrobrás - lei nº. 3.890-A, de 25 de abril de 1961 36
2.2.3. As permissionárias - decreto nº. 62.655, de 3 de maio de 1968 36
2.2.4. A remuneração legal do investimento - Lei nº. 5.655, de 20 de maio
de 1971
37
2.2.5. A cobrança de eficiência das concessionárias - Lei nº. 8.631, de 4
de março de 1993
38
2.2.6. A nova lei de concessões de 1995 - lei nº. 8.987, de 13 de fevereiro
de 1995
39
2.2.7. A adequação dos serviços públicos federais - lei nº. 9.074, de 7 de
julho de 1995
46
2.2.8. A regulamentação da lei nº. 9.074, de 1995 - decreto nº. 1.717, de
24 de novembro de 1995
58
2.2.9. A regulamentação da produção independente e da autoprodução de
energia elétrica - decreto nº. 2.003, de 10 de setembro de 1996
59
2.2.10. A instituição do novo órgão regulador e fiscalizador - Lei nº.
9.427, de 26 de dezembro de 1996
59
2.2.11. As regulamentações da lei de criação da aneel - decreto nº. 2.335,
de 6 de outubro de 1997
59
2.2.12. Decreto nº. 2.410, de 28 de novembro de 1997 60
2.2.13. A constituição do operador nacional do sistema elétrico, do
mercado atacadista de energia elétrica e a reestruturação da Eletrobrás -
Lei nº. 9.648, de 27 de maio de 1998
60
2.2.14. A regulamentação do MAE e do ONS - decreto Nº. 2.655, de 2 de
Julho de 1998
70
2.2.15. O aumento da oferta de energia emergencial, a recomposição
tarifária extraordinária, o programa de incentivo a fontes alternativas, a
conta de desenvolvimento energético e a universalização dos serviços de
energia elétrica - lei nº. 10.438, de 26 de abril de 2002
70
2.2.16. A regulamentação da lei nº. 10.438, de 26 de abril de 2002 89
2.2.17. Decreto nº. 4.767, de 26 de junho de 2003 89
2.2.18. Lei Nº. 10.762, De 11 De Novembro De 2003 89
2.2.19. A Criação Da Empresa De Pesquisa Energética – Epe - Lei Nº.
10.847, De 15 De Março De 2004
93
2.2.20. A nova lei de comercialização de energia elétrica - Lei nº. 10.848,
de 15 de março de 2004
97
2.2.21. A regulamentação da lei nº. 10.848, de 15 de março de 2004 -
decreto nº. 5.081, de 14 de maio de 2004
111
2.2.22. Decreto nº. 5.177, de 12 de agosto de 2004 112
2.2.23. A regulamentação da comercialização de energia elétrica - decreto
nº. 5.163, de 30 de julho de 2004
112
3. A Questão do Planejamento da Expansão Energética no Marco
Regulatório Atual
113
3.1. Cadeia de responsabilidades institucionais 113
3.1.1. Produtos priorizados 119
3.2. O planejamento da expansão do setor elétrico 121
3.2.1. Visão do Planejamento do Setor Elétrico na Época do GCPS [1,4] 122
3.2.2. A Criação do CCPE e da EPE 124
3.2.3. Interfaces do setor elétrico com outros Setores 125
3.3. O processo de planejamento [26-39] 127
3.3.1. Ciclo de planejamento da expansão do setor elétrico 128
3.3.2. Estudos de planejamento do setor elétrico 132
3.4. Estudos diversos [26-37] 146
3.4.1. Estudos para definição de garantias físicas para a contratação de
energia
146
3.4.2. Estudos para definição dos requisitos de expansão de interligações 149
3.5. Etapas de estudos e projetos para a implantação de um
aproveitamento hidrelétrico [26-37]
150
3.5.1. Estimativa do ptencial hidrelétrico de bacias hidrográficas 151
3.5.2. Estudos de inventário hidrelétrico 152
3.5.3. Estudo de viabilidade 155
3.5.4. Projeto básico 156
3.5.5. Projeto executivo 157
3.6. Cadeia de modelos computacionais para o planejamento da operação
e da expansão do sistema elétrico brasileiro [21-25, 49-51]
157
4. Planejamento da Expansão de Curto Prazo – Principais Resultados do
Plano Decenal de Energia 2006-2015 [52]
162
4.1. Introdução 162
4.2. Mercado de energia elétrica 164
4.2.1. Apresentação 164
4.2.2. Cenários e Premissas 164
4.2.3. População e Domicílios 165
4.2.4. Autoprodução de Energia Elétrica 166
4.2.5. Projeções do Consumo de Energia 167
4.2.6. Projeção da carga própria (Requisitos do Sistema) 169
4.3. Geração de energia elétrica 174
4.3.1. Metodologia e Critérios 174
4.3.2. Capacidade Instalada no Brasil 175
4.3.3. Sistema Interligado Nacional - SIN 176
4.3.4. Expansão da Geração para a Trajetória de Mercado de Referência 176
4.3.5. Expansão da Geração para a Trajetória de Mercado Alto 184
4.3.6. Expansão da Geração para a Trajetória de Mercado Baixo 185
4.3.7. Estimativa do Custo Marginal de Expansão 188
4.3.8. Indicadores de Geração 188
4.4. Transmissão de energia elétrica 190
4.4.1. Expansão da transmissão 190
4.4.2. Interligações regionais 192
4.5. Análise sócioambiental 196
4.5.1. Procedimentos Metodológicos 196
4.5.2. Atribuição dos Níveis de Incerteza aos Projetos Hidrelétricos 199
4.5.3. Atribuição dos Níveis de Incerteza aos Projetos de Transmissão 201
5. Planejamento da Expansão de Longo Prazo – Resultados do Plano
Nacional de Energia 2030 [53-64]
207
5.1. Introdução 207
5.1.1. Os Estudos do PNE 2030 207
5.2. Conclusões e recomendações 209
5.2.1. Conclusões 209
5.2.2. Recomendações 220
5.3. Resultados consolidados 223
5.3.1. Evolução da oferta interna de energia 223
5.3.2. Emissões de gases de efeito estufa 238
5.3.3. Resumo dos Investimentos 243
6. Conclusões e Sugestões para Trabalhos Futuros
245
6.1. Considerações gerais 245
6.2. Principais conclusões 246
6.2.1. Evolução do setor elétrico brasileiro 246
6.2.2. Marco regulatório do novo ambiente na década de 90 249
6.2.3. Marco regulatório vigente a partir de 2004 252
6.2.4. Planejamento da Expansão 256
6.3. Considerações Finais 259
6.3.1. Segurança energética e planejamento integrado de longo, médio e
curto prazo
259
6.3.2. Importância da participação da sociedade nas diversas etapas do
planejamento energético
261
6.3.3. Realismo ambiental com avaliação precisa dos reais impactos de
cada fonte
261
6.3.4. A importância do planejamento trabalhar com a lógica econômica e
ambiental
266
6.3.5. A importância do brasil desenvolver seu potencial hidrelétrico a
exemplo do países desenvolvidos
266
6.3.6. Integração regional e a importância do setor energético nas relações
entre países
269
6.3.7. A evolução contínua dos modelos do setor elétrico ao longo do
tempo
270
6.3.8. Necessidade de aprimoramento contínuo da metodologia e
programas computacionais adaptados as especificidades do Brasil
270
6.4. Sugestões para trabalhos futuros 270
Referências bibliográficas 271
Apêndice - Cadeia de Modelos Computacionais do Cepel para o
Planejamento da Operação e da Expansão Energética do Sistema Elétrico
Brasileiro
278
Lista de Figuras
Figura 1.1 – Sistema Elétrico de Dimensões Continentais 21
Figura 1.2 – Interdependência entre Usinas Hidrelétricas 21
Figura 1.3 – Capacidade Instalada – Abril 2007 22
Figura 1.4 – Produção de Energia Elétrica – Dezembro de 2006 22
Figura 3.1 – Organização Institucional do Setor Elétrico Brasileiro 115
Figura 3.2 – Estrutura Atual do Ministério de Minas e Energia 115
Figura 3.3 – Representação de Incertezas versus Detalhamento do Sistema 122
Figura 3.4 – Planejamento Energético Integrado 127
Figura 3.5 – Ciclo de Planejamento da Expansão do Setor Elétrico 127
Figura 3.6 – Estudos especiais de apoio ao planejamento da expansão do
setor elétrico
137
Figura 3.7 – Planejamento do Setor Elétrico e as etapas de
desenvolvimento de novos aproveitamentos
151
Figura 3.8 – Cadeia de modelos computacionais para o planejamento da
operação e da expansão energética do sistema elétrico brasileiro
161
Figura 3.9 – Cadeia de modelos computacionais para o planejamento da
operação e da expansão elétrica do sistema elétrico brasileiro
161
Figura 4.1 – Geral dos Estudos Associados ao Plano Decenal 163
Figura 4.2 – Trajetórias: Alta, Referência e Baixa - Carga de Energia
(Mwmédio) - Sistema Interligado Nacional
171
Figura 4.3 – Trajetórias: Alta, Referência e Baixa - Acréscimos Anuais da
Carga de Energia (MWmédio) - Sistema Interligado Nacional
171
Figura 4.4 – Representação Esquemática das Interligações entre
Subsistemas
177
Figura 4.5 – SIN - Riscos Anuais de Déficit 183
Figura 4.6 – SIN - Custos Marginais de Operação Médios Anuais 183
Figura 4.7 – SIN - Riscos Anuais de Déficit 185
Figura 4.8 – SIN - Custos Marginais de Operação Médios Anuais 185
Figura 4.9 – SIN - Riscos Anuais de Déficit 187
Figura 4.10 – SIN - Custos Marginais de Operação Médios Anuais 187
Figura 4.11 – SIN - Evolução da Capacidade Instalada Hidrelétrica 189
Figura 4.12 – Evolução da Capacidade Instalada Termelétrica Subsistema
– Configuração de Referência
189
Figura 4.13 – Evolução da Participação dos Diversos Tipos de Fonte (% de
Capacidade Instalada) – Configuração de Referência
190
Figura 4.14 – Interligações Regionais 191
Figura 4.15 – Fluxograma de Atividades Associadas às Análises
Socioambientais
196
Figura 4.16 – Esquema da Análise Socioambiental 197
Figura 5.1 – Evolução da Estrutura da Oferta Interna de Energia 210
Figura 5.2 – Estrutura da Oferta de Eletricidade 214
Figura 5.3 – Estrutura do Consumo de Eletricidade 214
Figura 5.4 – Evolução da Estrutura da Oferta Interna de Energia 225
Figura 5.5 – Fontes Renováveis na Matriz Energética Brasileira 226
Figura 5.6 – População e Demanda de energia per capita 227
Figura 5.7 – Evolução da Intensidade Energética (com base na oferta
nterna e energia)
229
Figura 5.8 – Brasil. Evolução da Dependência Externa de Energia 230
Figura 5.9 – Estrutura do Consumo de Derivados de Petróleo 232
Figura 5.10 – Estrutura do Consumo de Gás Natural (% sobre dados em
tep)
233
Figura 5.11 – Estrutura da Oferta de Eletricidade 237
Figura 5.12 – Estrutura do Consumo de Eletricidade 237
Figura 5.13 – Estrutura das Emissões de CO2 por Fonte 240
Figura 5.14 – Estrutura das Emissões de CO2 por Setor (em milhões de t
de CO2)
241
Figura 5.15 – Evolução das Emissões Específicas de CO2 242
Figura 5.16 – Repartição Setorial dos Investimentos no Setor Energético
(período 2005-2030)
243
Figura 6.1 – Planejamento Energético Integrado 260
Figura 6.2 – Ciclo de Planejamento e Implantação de Empreendimentos 261
Figura 6.3 – Resultados dos Leilões de Compra de Energia Elétrica 262
Figura 6.4 – Matriz de oferta de energia elétrica – Cenário Base 263
Figura 6.5 – Matriz de oferta de energia elétrica – Cenário Sem Madeira 263
Figura 6.6 – Matriz de oferta de energia elétrica – Cenário Sem Madeira e
Belo Monte
264
Figura 6.7 – Matriz de oferta de energia elétrica – Cenário Sem UHEs da
Região Norte
265
Figura 6.8 – Potencial de Emissões de CO2 265
Figura 6.9 – Comparação entre Fontes 266
Figura 6.10 – Aproveitamento do Potencial Hidrelétrico no Mundo 267
Figura 6.11 – Evolução da Hidroeletricidade: Capacidade Instalada versus
Armazenamento
268
Figura 6.12 – Complementariedade Hidroelétrica entre Brasil e Venezuela 269
Lista de Tabelas
Tabela 4.1 – Taxa de Crescimento do PIB (% ao ano) – Brasil 164
Tabela 4.2 – População e Domicílios (mil) – Brasil 165
Tabela 4.3 – Autoprodução Clássica (TWh) – Brasil – Trajetória de
Referência
166
Tabela 4.4 – Consumo de Energia Elétrica dos Grandes Consumidores
Industriais (TWh)Brasil – Trajetória de Referência
166
Tabela 4.5 – Percentuais (do Consumo) Indicativos do Potencial de
Conservação (%) Brasil – Trajetória de Referência
167
Tabela 4.6 – Consumo Industrial - Grandes Consumidores e Industrial
Tradicional (GWh)
169
Tabela 4.7 – Carga de Energia (MWmédio) – Brasil 170
Tabela 4.8 – Carga de Demanda (MWh/h) – Brasil 172
Tabela 4.9 – Evolução do Índice de Perdas (% da Carga de Energia) –
Brasil
173
Tabela 4.10 – Sistemas Acre/Rondônia e Manaus/Margem Esquerda (PA e
AM) e Amapá (Carga de Energia - MWmédio)
174
Tabela 4.11 – Capacidade Instalada Existente em Dezembro/2005 – Brasil 175
Tabela 4.12 – Capacidade Instalada no Sistema Interligado Nacional em
Dezembro/2005
176
Tabela 4.13 – Programa de Obras de Geração Hidrelétrica 178
Tabela 4.14 – Programa de Obras de Geração Termelétrica 181
Tabela 4.15 – Expansão das Interligações Regionais 182
Tabela 4.16 – SIN – Expansão Termelétrica Adicional - Gás Natural 184
Tabela 4.17 – SIN - Estimativa do Custo Marginal de Expansão 188
Tabela 4.18 – Classificação por Nível de Incerteza 199
Tabela 4.19 – Classificação por Nível de Incerteza 200
Tabela 4.20 – Quantificação das Linhas de Transmissão Avaliadas por
Etapa e Subsistema
201
Tabela 4.21 – Resultado da Avaliação Socioambiental por Categorias 202
Tabela 4.22 – Empreendimentos de Transmissão - Resultado da Análise
Processual por Subsistema
203
Tabela 4.23 – Critério para Avaliação Conjunta e Atribuição de Níveis de
Incerteza em Classes
204
Tabela 4.24 – Avaliação por Classes de Incertezas 205
Tabela 5.1 – Brasil Período 2005/2030 – Taxa Anual Média de
Crescimento (%)
209
Tabela 5.2 – Projeção da Oferta Interna de Energia (milhares de tep) 224
Tabela 5.3 – Projeção da Oferta Interna de Energia (milhares de tep) 228
Tabela 5.4 – Petróleo e Derivados: Indicadores Selecionados (em milhares
de barris por dia)
232
Tabela 5.5 – Gás Natural: Indicadores Selecionados (em milhões de m3
por dia
234
Tabela 5.6 – Produtos da Cana-de-açúcar: Indicadores Selecionados 235
Tabela 5.7 – Eletricidade: Indicadores Selecionados (em TWh) 236
Tabela 5.8 – Investimentos no Setor Energético (em US$ bilhões) 243
Lista de Abreviaturas e Símbolos
ANA Agência Nacional de Águas
ANA Agência Nacional de Águas
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ANP Agência Nacional de Petróleo
CCC Conta de Consumo de Combustíveis
CCON Comitê Coordenador de Operações do Norte/Nordeste
CCPE Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos
Sistemas Elétricos
CDE Conta Desenvolvimento Energético
CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
CNOS Centro Nacional de Operação do Sistema
COS Centros de Operação do Sistema
ELETROBRÁS Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
EPE Empresa de Pesquisa Energética
GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica
GCOI Grupo Coordenador da Operação Interligada
GCPS Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas
Elétricos
MAE
Mercado Atacadista de Energia
MME Ministério de Minas e Energia
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico
PERCEE Programa Emergencial de Redução do Consumo de
Energia Elétrica
PPT Programa Prioritário de Termeletricidade
PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica
1
Introdução
1.1
Considerações Gerais
Uma característica fundamental do sistema elétrico brasileiro, que o
diferencia de outros países, é que cerca de 80% da capacidade de geração
instalada é de origem hidrelétrica, sendo que em termos de produção efetiva essa
proporção supera os 90%. As dimensões continentais do nosso país e o fato das
principais usinas hidrelétricas estarem localizadas longe dos grandes centros de
consumo resultam em um sistema de transmissão de longa extensão. A
predominância hidrelétrica deve ainda permanecer, dentro de um horizonte
previsível, em razão da competitividade econômica da geração hidrelétrica, a
despeito do incremento que possa ter a geração de eletricidade a partir de outros
energéticos. Além disso, devido à existência de grandes reservatórios com
capacidade de regularização plurianual, pode-se dizer que tal característica é
quase única no mundo, o que, por si só, sugere que qualquer arranjo institucional
que se pretenda implantar admita ajustes que respeitem essa especificidade.
Até meados da década de 90, e de forma semelhante a outros países, o
setor elétrico brasileiro era constituído predominantemente por empresas
verticalmente integradas. A maior parcela da geração e da transmissão em longa
distância e extra-alta tensão estavam concentradas em companhias estatais
federais, sendo a distribuição e a comercialização eminentemente concentradas
em companhias estatais estaduais [1-5].
A reforma do modelo então vigente começou a ser implantada em 1995,
com a promulgação da Lei nº. 9.074. Com essa Lei, foram dados os primeiros
passos na direção de introduzir a competição na geração e na comercialização.
Ainda em 1995, o governo brasileiro iniciou o processo de privatização da
distribuição, com a venda do controle acionário da Escelsa e, em seguida, da
Light, concessionários de distribuição que atuam no Espírito Santo e no Rio de
18
Janeiro, respectivamente. Em dezembro de 1996, a Lei nº. 9.427 criou a Agência
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, estabelecida como autarquia de regime
especial, com autonomia administrativa e financeira e tendo como principais
objetivos regular e fiscalizar as atividades setoriais, atuando ainda como Poder
Concedente. A efetiva instalação da ANEEL, contudo, deu-se apenas em
dezembro de 1997.
Outra importante medida na direção de estimular a competição na geração
e comercialização, já a partir dos resultados do Projeto RE-SEB [6] foi à criação
do Mercado Atacadista de Energia – MAE, pela Lei nº. 9.648, de maio de 1998.
Essa lei introduz a compra competitiva de energia pelos distribuidores e
consumidores livres e cria um novo tipo de agente – os comercializadores. Além
disso, a lei estabelece o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, com o
objetivo otimizar a operação do sistema eletro-energético e minimizar custos daí
decorrentes, com uma atuação independente dos interesses comerciais dos
agentes, ambas funções executadas pelo GCOI, coordenado pela ELETROBRÁS.
Também foi instituído o Mecanismo de Realocação de Energia – MRE.
Note-se que a criação deste instrumento constituiu reconhecimento claro das
especificidades do sistema brasileiro, de predominância hidráulica e com
importante diversidade entre seus subsistemas.
Na preparação da transição para o modelo introduzido pelo Projeto RE-
SEB, foram estabelecidos Contratos Iniciais que regulam a venda de energia
(quantidades e preços) entre geradores e distribuidores, com previsão de liberação
a partir de 2003, à razão de 25% da quantidade de energia contratada a cada ano.
Assim, a partir de 2006, toda a compra de energia pelos distribuidores se daria em
um mercado livre.
Em meados de 2000, foi instalado o Conselho Nacional de Política
Energética – CNPE, órgão maior de assessoramento do Presidente da República
para questões relacionadas ao estabelecimento de políticas energéticas, ao uso
racional das fontes de energia, às diretrizes para o uso do gás natural, álcool,
carvão, energia nuclear e importação e exportação de energia, entre outras.
Assim, sem entrar no mérito de se analisar a eficiência, pode-se afirmar
19
que no marco regulatório anterior (oriundo do projeto RE-SEB) as questões da
operação elétrica e energética, bem como da comercialização de energia elétrica,
ficaram bem delineadas. Entretanto, a função planejamento ficou para ser
discutida e detalhada em uma segunda etapa, que não aconteceu. Como
consequência, vivenciou-se a desestruturação destas atividades de uma forma
ampla. Neste período ocorreu, inclusive, um racionamento de energia elétrica de
grande abrangência, entre junho de 2001 e fevereiro de 2002.
Na realidade, na implantação daquele modelo setorial, ocorreu uma
mudança da estrutura que dava suporte ao planejamento setorial. Foi extinto o
Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos – GCPS, coordenado
pela ELETROBRÁS e integrado por todos os agentes envolvidos com o
planejamento da expansão. Em seu lugar, instituiu-se o Comitê Coordenador do
Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos – CCPE, na esfera do MME,
porém conferiu-se ao planejamento da geração e transmissão um caráter
indicativo. Essas mudanças, associadas à instabilidade que se verificou na equipe
responsável pela elaboração do planejamento, nos últimos anos, reduziram, na
prática, a eficácia dessa função.
Com o novo marco regulatório, apresentado pelo MME no documento
“Modelo Institucional do Setor Elétrico”, de 17 de dezembro de 2003 [7] e
consubstanciado pelas Leis nº. 10.847 (criação da Empresa de Pesquisa
Energética – EPE) e nº. 10.848 (Nova Lei de Comercialização de Energia), ambas
de 15 de março de 2004 e Decretos nº. 5.184, de 16/09/2004 e nº. 5.267 de
09/11/2004, ocorreu o resgate dessa importante função integradora, atualmente em
fase de consolidação.
As Figuras 1.1 a 1.4 apresentam algumas das características principais do
sistema elétrico interligado brasileiro. Observa-se que somos um país de
dimensões continentais, com um sistema de geração predominatemente
hidroelétrico (cerca de 80% da capacidade instalada e de 90% da energia
produzida é de origem hidroelétrica), localizado distante dos grandes centros de
consumo, implicando na existência de linhas de transmissão de grandes extensões.
Adicionalmente, o sistema de geração é caracterizado pela existência de
grandes reservatórios que apresentam capacidade de regularização plurianual, com
20
usinas hidroelétricas localizadas em diversas cascatas e em várias bacias
hidrográficas. As usinas hidroelétricas usam a água armazenada nos reservatórios
para produzir energia no futuro, deslocando geração térmica mais cara. Por estas
razões, no Brazil, a operação dos recursos de geração varia desde o planejamento
da operação denominado de longo prazo, caracterizado pela otimização
plurianual, com horizonte de cinco anos divididos em intervalos mensais, até o
despacho de curto prazo, a nível horário.
Por sua vez, em função das peculiaridades e dos prazos de maturação dos
projetos hidroelétricos e dos estudos que antecedem sua concepção, o
planejamento da expansão do sistema elétrico brasileiro pode ser dividido, por
exemplo, em duas etapas:
• Planejamento da Expansão de Longo Prazo - com horizonte de até
30 anos, onde se procura analisar as estratégias de desenvolvimento do sistema
elétrico, a composição futura do parque gerador e os principais troncos e sistemas
de transmissão.
• Planejamento da Expansão de Curto Prazo – com horizonte de 10
anos (os chamados Planos Decenais), onde são apresentadas as decisões relativas
à expansão da geração e da transmissão, definindo os empreendimentos e sua
alocação temporal, sendo realizadas as análises das condições de suprimento ao
mercado, e calculados os custos marginais de expansão.
21
Figura 1.1 – Sistema Elétrico de Dimensões Continentais
Empr. Operadora:
1 - Ceee
2 - Copel
3 - Gerasul
4 - Furnas
5 - Cesp
51 - Paranapanema
52 - Tietê
6 - Cemig
7 - Escelsa
8 - Light
9 - Eletropaulo
10 - CDSA
11 - Chesf
12 - Eletronorte
13 - Celesc
14 - Cemat
15 - Cerj
16 - Itaipu Binacional
17 - Celpa
18 - Autoprodutor/PIE
19 - Consórcio
20 - Sem Concessão
21 - Coelba
22 - Vale Paranapanema
Figura 1.2 – Interdependência entre Usinas Hidrelétricas
22
Hidro 83.752 MW – 78,7 %
Térmica 20.407 MW – 19,2 %
Nuclear 2.007 MW – 1,9 %
Eólica 237 MW
– 0,2 %
Consumidores 59,3 milhões
Produção de Energia
433 TWh/ano (58% da América do Sul)
Ponta
64.886 MW
Consumidores 59,3 milhões
Produção de Energia
433 TWh/ano (58% da América do Sul)
Ponta
64.886 MW
106.403 MW
Linhas de Transmissão: 90.855 km
54%
73%
34%
46%
27%
66%
Geração
Transmissão
Distribuição
ESTATAIS
PRIVADAS
Fonte: Aneel abril/2007 Inclui importação: 8.170 MW
Capacidade Instalada
Hidro 83.752 MW – 78,7 %
Térmica 20.407 MW – 19,2 %
Nuclear 2.007 MW – 1,9 %
Eólica 237 MW
– 0,2 %
Consumidores 59,3 milhões
Produção de Energia
433 TWh/ano (58% da América do Sul)
Ponta
64.886 MW
Consumidores 59,3 milhões
Produção de Energia
433 TWh/ano (58% da América do Sul)
Ponta
64.886 MW
106.403 MW
Linhas de Transmissão: 90.855 km
54%
73%
34%
46%
27%
66%
Geração
Transmissão
Distribuição
ESTATAIS
PRIVADAS
Fonte: Aneel abril/2007 Inclui importação: 8.170 MW
Capacidade Instalada
Figura 1.3 – Capacidade Instalada – Abril 2007
Figura 1.4 – Produção de Energia Elétrica – Dezembro de 2006
23
1.2
Objetivos da dissertação
Esta dissertação tem dois objetivos básicos:
(i) compilar e descrever de forma encadeada os principais aspectos do
ordenamento regulatório vigente para o setor elétrico brasileiro,
analisando as diversas leis e decretos e suas sucessivas
atualizações, destacando o papel das instituições criadas e
contextualizando a importante função do planejamento setorial; e
(ii) analisar a questão do planejamento energético no marco
regulatório mais recente, com ênfase no setor elétrico, destacando
as responsabilidades pela condução do processo de planejamento e
pela execução dos estudos associados, as etapas de implementação,
a inter-relação do setor elétrico com os demais setores energéticos,
bem como os aspectos técnicos, econômicos e metodológicos, bem
como os modelos computacionais e dados, procedimentos e
critérios associados ao planejamento da expansão nos horizontes
médio (Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica) e longo
(Plano Nacional de Energia) prazos.
1.3
Estrutura da dissertação
Este capítulo apresentou algumas considerações gerais sobre as
características do sistema elétrico brasileiro e sobre o seu processo de
restruturação, com foco no resgate de uma importante função integradora: o
planejamento da expansão. Foram ainda elencandos os principais objetivos deste
trabalho.
O Capítulo 2 trata do ordenamento regulatório do setor elétrico brasileiro,
analisando as diversas leis e decretos e suas sucessivas atualizações, destacando o
papel das instituições criadas e contextualizando a importante função do
planejamento setorial.
24
A questão do planejamento da expansão energética no marco regulatório
vigente a partir do ano de 2004 é abordada no Capítulo 3. Neste capítulo é
descrito, de forma sucinta, o processo de planejamento e a cadeia de
responsabilidades institucionais, bem como os diversos estudos associados.
Destacam-se ainda as etapas de estudos e projetos para a implantação de
aproveitamentos hidrelétricos e as metodologias e cadeias de programas
computacionais desenvolvidas e mantidas no estado-da-arte pelo
CEPEL/ELETROBRÁS, ao longo de mais de trinta anos, e aplicadas no
planejamento da expansão e da operação do setor elétrico brasileiro.
O Capítulo 4 descreve a visão geral dos estudos associados ao
planejamento da expansão de médio prazo do setor elétrico brasileiro, bem como
apresenta os principais resultados associados ao plano decenal de expansão de
energia elétrica para o horizonte 2006 a 2015.
O ciclo do planejamento energético integrado, envolvendo o setor elétrico,
petróleo, gás natural, carvão mineral e biocombustíveis, bem como os resultados
dos estudos associados ao Plano Nacional de Energia 2030 é objeto do Capítulo 5.
No Capítulo 6 são apresentadas as conclusões e sugestões para o
desenvolvimento de trabalhos futuros.
Finalmente, no Apêndice são encontradas as principais características da
cadeia de modelos computacionais desenvolvidos pelo CEPEL/ELETROBRÁS
para o planejamento da expansão e da operação do setor elétrico brasileiro.
2
Ordenamento Regulatório do Setor Elétrico Brasileiro
2.1
Breve histórico
2.1.1
O Ministério de Minas e Energia
Por meio da Lei nº. 3.782, de 22 de julho de 1.960, foram criados os
Ministérios da Indústria e Comercio e das Minas e Energia.
Nesta oportunidade o Ministério das Minas e Energia teria como
atribuições o estudo e o despacho de todos os assuntos relativos à produção
mineral e energia, incorporando o Departamento Nacional da Produção Mineral, o
Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica, o Conselho Nacional de Minas e
Metalurgia, o Conselho Nacional de Petróleo e a Comissão de Exportação de
Materiais Estratégicos.
São também incluídas na jurisdição deste, a Companhia Vale do Rio Doce
S.A., a Companhia Hidrelétrica do São Francisco, a Petróleo Brasileiro S.A., a
Comissão Nacional de Energia Nuclear e a Comissão Executiva do Plano do
Carvão Nacional. A Lei de criação do Ministério de Minas e Energia sofre várias
alterações ao longo do tempo, até que a Lei nº. 8.028, 12 de abril de 1990, que
dispôs sobre a organização da Presidência da República e dos Ministérios, cria o
Ministério da Infra-Estrutura que absorve suas competências, desta forma
desaparece o mesmo da listagem dos ministérios brasileiros estabelecidos pela
referida Lei, a qual revoga as disposições em contrário.
Com o advento da Lei nº. 8.490, de 19 de novembro de 1992, que também
dispõe sobre a organização da Presidência da República, é novamente criado o
Ministério de Minas e Energia, com a competência de cuidar dos assuntos
referentes à geologia, mineração e metalurgia, recursos minerais e energéticos,
regime hidrológico e fontes de energia hidráulica.
26
Atualmente, as competências estabelecidas para o Ministério de Minas e
Energia, são estabelecidas pelo inciso XVI do art. 27º da Lei nº. 10.683, de 28 de
maio de 2003, e se referem à geologia, recursos minerais e energéticos;
aproveitamento da energia hidráulica; mineração e metalurgia e petróleo,
combustível e energia elétrica, inclusive nuclear.
2.1.2
O órgão regulador
Em 1920, no Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil, órgão do então
Ministério da Agricultura, Indústria e Comércio foi criada uma Comissão de
Estudos de Forças Hidráulicas.
No início de 1933, foi conferida uma nova organização ao Serviço
Geológico e Mineralógico do Brasil, criando-se na ocasião, uma DIRETORIA DE
ÁGUAS que veio, posteriormente a se transformar em SERVIÇO DE ÁGUAS.
Em agosto de 1934, com a Reforma Juarez Távora, surgiu o Departamento
Nacional de Produção Mineral – DNPM, abrangendo entre outros, o SERVIÇO
DE ÁGUAS.
Pelo Regimento do DNPM, baixado pelo Decreto nº. 6.402, de 28 de
outubro de 1940, o Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil foi transformado
na Divisão de Geologia e Mineralogia, e o SERVIÇO DE ÁGUAS tornou-se
DIVISÃO DE ÁGUAS.
No ano de 1961, o DNPM foi desligado do Ministério da Agricultura,
passando a integrar o Ministério das Minas e Energia, criado pela Lei nº. 3.782, de
22 de julho de 1960.
A DIVISÃO DE ÁGUAS do DNPM foi posteriormente transformada no
DEPARTAMENTO NACIONAL DE ÁGUAS E ENERGIA – DNAE, pela Lei
nº. 4.904, de 17 de dezembro de 1965, que dispôs sobre a organização do
Ministério das Minas e Energia.
O Decreto nº. 63.951, de 31 de dezembro de 1968, alterou a denominação
do órgão para DEPARTAMENTO NACIONAL DE ÁGUAS E ENERGIA
27
ELÉTRICA – DNAEE, cujo regimento interno foi aprovado pela Portaria nº. 234,
de 17 de fevereiro de 1977, do Ministro das Minas e Energia.
Todavia, necessário se faz, para perfeito entendimento da evolução do
órgão fiscalizador dos serviços de energia elétrica no País, mencionar o
CONSELHO NACIONAL DE ÁGUAS E ENERGIA ELÉTRICA – CNAEE,
criado pelo Decreto-Lei nº. 1.285, de 18 de maio de 1939, diretamente
subordinado à Presidência da República, como órgão de consulta, orientação e
controle quanto à utilização dos recursos hidráulicos e de energia elétrica, com
jurisdição em todo o território nacional, e mais tarde também com atribuições
executivas.
Posteriormente a Lei nº. 3.782, de 22 de julho de 1960, que criou o
Ministério das Minas e Energia, subordinou ao mesmo o CNAEE.
Com a organização do mencionado Ministério, conforme as disposições da
Lei nº. 4.904, de 17 de dezembro de 1965, foi criado o DEPARTAMENTO
NACIONAL DE ÁGUAS E ENERGIA – DNAE, com a finalidade já explanada,
sem que houvesse uma expressão textual de que o CNAEE deixaria de intervir nos
assuntos de competência do DNAE.
A existência de dois órgãos com finalidades análogas suscitou, durante
alguns anos, dificuldades que refletiam na política energética nacional.
Por outro lado, com a constituição da Centrais Elétricas Brasileiras S. A. –
ELETROBRÁS, autorizada pela Lei nº. 3.890-A, de 25 de abril de 1961,
absorvendo várias atribuições anteriormente da competência do CNAEE, foi
realçado o desajuste deste órgão e, o Decreto nº. 63.951, de 31 de dezembro de
1968, que aprovou a estrutura básica do Ministério das Minas e Energia,
determinou a absorção do CNAEE pelo DNAE, passando este último a ser
denominado DEPARTAMENTO NACIONAL DE ÁGUAS E ENERGIA
ELÉTRICA – DNAEE.
Em 26 de dezembro de 1996 com a Lei nº. 9.427, foi instituída a
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, autarquia sob
regime especial, vinculada ao Ministério das Minas e Energia, com sede e foro no
Distrito Federal, com a finalidade de regular e fiscalizar a produção, transmissão e
28
comercialização de energia elétrica, em conformidade com as Políticas e
Diretrizes do Governo Federal. Constituída a Agência, com a publicação de seu
Regimento Interno, é extinto o DNAEE.
Por meio da Portaria nº. 349, do Ministro de Estado de Minas e Energia é
aprovado o Regimento Interno da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
que exercerá as suas competências segundo as normas específicas do Código de
Águas (Decreto nº. 24.643, de 10 de julho de 1934), da Lei nº. 8.987, de 13 de
fevereiro de 1995, da Lei nº. 9.074, de 7 de julho de 1995, e legislação
complementar subseqüente. Nos termos do art. 31º da Lei nº. 9.427, são
transferidos para a ANEEL o acervo técnico e patrimonial, as obrigações, os
direitos e receitas do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica -
DNAEE.
2.1.3
A Eletrobrás
A Lei nº. 3.890-A, de 25 de abril de 1961, autorizou a criação de uma
sociedade por ações que se denominaria Centrais Elétricas Brasileiras S.A., e
usaria a abreviatura ELETROBRÁS para a sua razão social, que teria por objeto a
realização de estudos, projetos, construção e operação de usinas produtoras e
linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como a celebração
dos atos de comércio decorrentes dessas atividades.
Durante esse período, foram promovidas várias alterações na citada lei,
tendo a última delas ocorrido por meio da Lei nº. 9.648, de 27 de maio de 1998,
estabelecendo que a ELETROBRÁS operasse diretamente ou por intermédio de
subsidiárias ou empresas a que se associasse, para cumprimento de seu objeto
social.
Poderia, ainda, aportar, diretamente recursos, sob a forma de participação
minoritária, em empresas ou consórcios de empresas titulares de concessão para
geração ou transmissão de energia elétrica, bem como nas que eles criarem para a
consecução do seu objeto, podendo, ainda, prestar-lhes fiança.
29
2.1.4
O operador nacional do sistema elétrico – ONS
O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS foi instituído pela Lei nº.
9.648/1998, como sendo uma pessoa jurídica de direito privado, mediante
autorização da ANEEL, a ser integrado por titulares de concessão, permissão ou
autorização e consumidores.
Ainda, estabeleceu a citada Lei que sem prejuízo de outras funções que lhe
fossem atribuídas em contratos específicos celebrados com os agentes do setor
elétrico, constituiriam atribuições do Operador Nacional do Sistema Elétrico, o
planejamento e a programação da operação e o despacho centralizado da geração,
com vistas à otimização dos sistemas eletroenergéticos interligados; a supervisão
e coordenação dos centros de operação de sistemas elétricos; a supervisão e
controle da operação dos sistemas eletroenergéticos nacionais interligados e das
interligações internacionais; a contratação e administração de serviços de
transmissão de energia elétrica e respectivas condições de acesso, bem como dos
serviços ancilares; propor à ANEEL as ampliações das instalações da rede básica
de transmissão, bem como os reforços dos sistemas existentes, a serem licitados
ou autorizados; a definição de regras para a operação das instalações de
transmissão da rede básica dos sistemas elétricos interligados, a serem aprovadas
pela ANEEL.
Definiu também, que após a constituição do Operador Nacional do
Sistema Elétrico, a ele seriam progressivamente transferidas as atividades e
atribuições atualmente exercidas pelo Grupo Coordenador para Operação
Interligada - GCOI, criado pela Lei no 5.899, de 1973, e a parte correspondente
desenvolvida pelo Comitê Coordenador de Operações do Norte/Nordeste -
CCON.
Dispôs que a ELETROBRÁS e suas subsidiárias ficavam autorizadas a
transferir ao Operador Nacional do Sistema Elétrico, nas condições que fossem
aprovadas pelo Ministro de Estado de Minas e Energia, os ativos constitutivos do
Centro Nacional de Operação do Sistema - CNOS e dos Centros de Operação do
Sistema - COS, bem como os demais bens vinculados à coordenação da operação
30
do sistema elétrico, e que essa deveria estar ultimada no prazo de nove meses, a
contar da constituição do Operador Nacional do Sistema Elétrico, quando ficaria
extinto o GCOI.
2.1.5
O mercado atacadista de energia elétrica – MAE
O Mercado Atacadista de Energia Elétrica também foi criado pela Lei nº.
9.648, de 1998, que determinou que as transações de compra e venda de energia
elétrica nos sistemas elétricos interligados, seriam realizadas no âmbito desse
Mercado, o qual seria instituído mediante Acordo de Mercado a ser firmado entre
os interessados.
Caberia a ANEEL definir as regras de participação no MAE, bem como os
mecanismos de proteção aos consumidores e a compra e venda de energia elétrica
que não fosse objeto de contrato bilateral, seria realizada a preços determinados
conforme as regras do Acordo de Mercado, que deveria ser submetido à
homologação da Agência, que estabeleceria as regras comerciais e os critérios de
rateio dos custos administrativos de suas atividades, bem assim a forma de
solução das eventuais divergências entre os agentes integrantes, sem prejuízo da
sua competência para dirimir os impasses.
A Resolução ANEEL nº. 290, de 3 de agosto de 2000, homologa as Regras
do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE e fixa as diretrizes para a sua
implantação gradual.
Por meio da Resolução nº. 162, de 20 de abril de 2001, a ANEEL
autorizou a Associação do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - ASMAE a
atuar como Agente Administrador de Serviços do Mercado Atacadista de Energia
Elétrica – MAE e estabelecendo suas atribuições e submetendo seus regulamentos
e atos normativos à aprovação da ANEEL.
No entanto, o MAE conforme estava instituído, apresentava conflitos de
interesses, resultando numa “paralisia” do Mercado e bem como também de falta
de credibilidade. Além disso, não estava desempenhando as atribuições esperadas,
comprometendo assim a expansão da oferta de energia elétrica. Constatada esta
31
anormalidade o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico Brasileiro,
dentre as 18 medidas elaboradas, propôs a reestruturação do MAE através do seu
Relatório de Progresso Nº.1.
Com a publicação da Lei n° 10.433, de 24 de abril de 2002, foi autorizada
a criação do MAE como pessoa jurídica de direito privado, submetido à
regulamentação por parte da ANEEL.
Com o advento da Lei nº. 10.848, de 15 de março de 2004, foi autorizada a
criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, pessoa
jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob autorização do Poder
concedente e regulado e fiscalizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica -
ANEEL, com a finalidade de viabilizar a comercialização de energia elétrica de
que trata esta Lei, que será integrada por titulares de concessão, permissão ou
autorização, por outros agentes vinculados aos serviços e às instalações de energia
elétrica, e pelos consumidores livres, que sucedeu ao Mercado Atacadista de
Energia Elétrica - MAE.
Define ainda que a regulamentação deste artigo pelo Poder concedente
deverá abranger, dentre outras matérias, a definição das regras de funcionamento e
organização da CCEE, bem como a forma de participação dos agentes do setor
elétrico nessa Câmara, cujo Conselho de Administração será integrado, entre
outros, por representantes dos agentes setoriais de cada uma das categorias de
Geração, Distribuição e Comercialização e os custeios administrativo e
operacional decorrerão de contribuições de seus membros e emolumentos
cobrados sobre as operações realizadas, vedadas o repasse em reajuste tarifário.
As regras para a resolução das eventuais divergências entre os agentes
integrantes da CCEE serão estabelecidas na convenção de comercialização e em
seu estatuto social, que deverão tratar do mecanismo e da convenção de
arbitragem, nos termos da Lei nº. 9.307, de 23 de setembro de 1996.
Esta mesma Lei autoriza as empresas públicas e as sociedades de
economia mista, suas subsidiárias ou controladas, titulares de concessão,
permissão e autorização a integrar a CCEE e a aderir ao mecanismo e à convenção
32
de arbitragem prevista e considera disponíveis os direitos relativos a créditos e
débitos decorrentes das operações realizadas no âmbito da CCEE.
Ainda, visando assegurar a continuidade das operações de contabilização e
de liquidação promovidas pelo MAE, determina que caberá a ANEEL a regulação
e condução do processo de transição necessário à constituição e a efetiva operação
da CCEE, a ser concluído no prazo máximo de 90 (noventa) dias a contar da data
de publicação da regulamentação da Lei, mantidas, durante a transição, as
obrigações previstas no art. 1º da Lei nº. 10.433, de 2002.
Esclarece que as disposições não devem afetar os direitos e as obrigações
resultantes das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no
âmbito do MAE até a data de conclusão do processo de transição previstas
estejam elas já contabilizadas e liquidadas ou não, vincula os bens, os recursos e
as instalações pertencentes ao MAE às suas operações até que os agentes
promovam sua incorporação ao patrimônio da CCEE, obedecidos os
procedimentos e as diretrizes estabelecidos em regulação específica da ANEEL.
2.2
Da legislação [8-20]
2.2.1
Decreto nº. 24.643, de 10 de julho de 1934 (Código de Águas)
A primeira versão do Código de Águas no Brasil data de 1907, quando,
pensando no domínio público das águas que o Professor Alfredo Valladão, a
convite do presidente Afonso Pena, elaborou sua minuta, que foi apresentada ao
governo federal e remetida em seguida a Câmara Federal, onde aprovada em
segunda discussão, teve sua tramitação interrompida até 1934. Até 1920, à
exceção das secas do Nordeste, a água no Brasil não representou problemas ou
limitações, surgindo nesse período a cultura da abundância de água, que prevalece
até os dias atuais. Neste período, a capacidade instalada de energia elétrica do
Brasil era em torno de 360 MW.
33
Na década de 1930, o setor elétrico era afeto ao Ministério da Agricultura
— tendo sido criada em 1933 a Divisão de Águas, ligada àquele Ministério, e o
Departamento Nacional de Produção Mineral - DNPM — e passava por
importante fase, marcada pelo início da era Getúlio Vargas (1930 a 1945), que
promoveu a centralização político-administrativa e o fortalecimento do poder de
intervenção do Estado no País, resultando na centralização das decisões relativas
aos recursos naturais passíveis de exploração industrial.
Finalmente, após uma série de alterações e incorporação de novas normas
jurídicas adotadas depois da I Grande Guerra, foi sancionado em 10 de julho de
1.934, o Decreto n.º 24.643 que instituiu o Código das Águas, no Brasil marco
principal, à época, da regulamentação dos serviços e da indústria de energia
elétrica no País, através do qual a União passou a ser o único poder concedente.
Esse diploma legal, apesar de homologado há mais de seis décadas, é considerado
pela doutrina jurídica, mesmo nos dias de hoje, como um dos textos modelares do
direito positivo brasileiro.
O período Vargas marcou também o início da industrialização no Brasil,
com crescimento acentuado da demanda de energia elétrica, por sinal, acima da
capacidade de oferta de geração, prenunciando, já no início dos anos 40, uma
situação de escassez de energia.
O Código de Águas assegurava ao poder público a possibilidade de
controle mais rigoroso sobre as concessionárias de energia elétrica, estabelecendo
o regime de concessões (com prazo determinado) e autorizações, ambas
concedidas pela União e determinando a fiscalização técnica, financeira e contábil
de todas as empresas do setor, apesar da existência de somente pequenas
concessionárias privadas de pequeno porte, responsáveis pelo atendimento a
pequenas parcelas do mercado nacional.
Esse diploma teve a preocupação de estabelecer que em todos os
aproveitamentos de energia hidráulica devem ser satisfeitas exigências
acauteladoras dos interesses gerais: a) da alimentação e das necessidades das
populações ribeirinhas; b) da salubridade pública; c) da navegação; d) da
irrigação; e) da proteção contra as inundações; f) da conservação e livre circulação
34
do peixe; g) do escoamento e rejeição das águas, nem sempre cumpridas na
totalidade.
A partir de então, o aproveitamento de potencial hidrelétrico passou a
depender de autorização ou concessão (por prazo máximo de 30 ou 50 anos,
conforme o montante dos investimentos) As tarifas passariam a ser fixadas
segundo os custos de operação e o valor histórico dos investimentos, o que
significava o fim da “cláusula-ouro” e da correção monetária automática
conforme a variação cambial. O Estado (governo federal) passava a deter o poder
de concessão e de fiscalização, estabelecendo, pelo menos teoricamente, as
condições para controlar as atividades das empresas privadas.
Não é necessário dizer que as grandes empresas privadas partiram para a
guerra contra a nova legislação. Tudo fizeram para boicotar de todas as maneiras a
aplicação da lei. A Light em razão de seu enorme poder, na época, chegou a ser
apelidada nos anos 50 de “polvo canadense”, pois controlava com seus tentáculos
parte dos poderes executivo, legislativo e judiciário. Assim como nos dias de hoje
os latifundiários têm a sua bancada – a chamada “bancada ruralista”, existia a
época a “bancada de deputados e senadores a serviço da Light”.
Também tinham muitos juízes a seu serviço, assim como grandes jornais e
revistas, estações de rádio, onde apoiavam sistematicamente os candidatos e
partidos conservadores, antipopulares e submetidos ao imperialismo.
Sistematicamente enviavam para a matriz no exterior a maior parte dos seus
lucros, obviamente sobrava muito pouco para que a Light e Amforp investissem
na expansão da geração e distribuição de energia elétrica. E elas só investiam ali
onde tinha a certeza de que os retornos seriam altos. Com o avanço da
urbanização e da industrialização, a crise se instalou. Começava a faltar energia
elétrica para o abastecimento das cidades, agricultura e para a expansão industrial.
Com isso, muitos bairros pobres das grandes cidades, como as favelas, não tinham
abastecimento de luz elétrica. Em 1954, no segundo Governo Vargas, um Plano
Nacional de Eletrificação vai tentar equacionar o enfrentamento desta crise
crônica, tratava-se de comprometer diretamente o Estado com intervenções
voltadas para acabar com a falta de energia elétrica.
35
2.2.1.1
A regulamentação do Código de Águas - Decreto nº. 41.019, de 26 de
fevereiro de 1957
No Governo Vargas, a balança pendeu mais para o lado da nacionalização,
segundo o qual caberia ao Estado prover as condições estratégicas para o
desenvolvimento. No Governo Kubitscheck consolidou-se a opção por fortalecer
o Estado e suas entidades na provisão de infra-estrutura sem tanta ênfase no
ideário nacionalista. Na divisão de papéis da política de industrialização, o
encolhimento da participação privada, especialmente estrangeira, na produção e
gestão da infra-estrutura pública, seria largamente compensada por um papel
proeminente no novo perfil da indústria de transformação, que passava a abrigar a
produção de bens de consumo duráveis. Mas mesmo no governo de JK, a
aceitação dessas teses ficou longe de consensual, e a publicação do Decreto nº.
41.019, de 26 de fevereiro de 1957, regulamentando o Decreto nº. 24.643/34, teve
o papel posicionando o Executivo de forma a por fim aos debates que se
arrastavam no Congresso Nacional sobre o Projeto de Lei nº. 1.898, de 1956, que
previa em sua essência, a eliminação da obrigatoriedade de reversão dos ativos
das grandes empresas estrangeiras ao Estado, conforme previsto no Código de
Águas e nos contratos de concessão.
Assim, o conceito de oferta estatal de infra-estrutura se consolidava no
Governo JK para o setor de energia elétrica e estabelecia princípios de gestão
para-estatal que pouco mais tarde prevaleceria para outros setores. Sua estratégia
de ação incorporava princípios do Plano Nacional de Eletrificação, de 1954,
quanto à oferta estatal em geração e transmissão, convivendo com as
concessionárias privadas na distribuição, e essa convivência teria contribuído para
o arrefecimento dos embates entre as correntes privatista e nacionalista,
viabilizando a expansão e a institucionalização da presença estatal no setor.
36
2.2.2
A criação da Eletrobrás - lei nº. 3.890-A, de 25 de abril de 1961
O projeto de criação da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. -
ELETROBRÁS encontrou forte oposição das correntes privativistas e das
concessionárias estrangeiras, além de resistência em alguns setores do próprio
governo. A longa tramitação do projeto no Congresso deu margem a expressivo
acúmulo de recursos no Fundo Federal de Eletrificação - FFE, o que acrescentou
substância econômica ao conteúdo doutrinário e ao conflito de interesses,
acirrando a disputa entre privativistas e nacionalistas. Durante sete anos o projeto
da ELETROBRÁS segue em marcha lenta até a sua aprovação pela Lei Nº. 3.890,
de 25.04.1961, promulgada pelo Presidente Jânio Quadros, sendo a empresa
constituída no ano seguinte.
2.2.3
As permissionárias - decreto nº. 62.655, de 3 de maio de 1968
Considerando a necessidade de baixar normas que incentivem e
disciplinem a execução dos serviços de eletrificação rural, em 7 de maio de 1968,
é publicado o Decreto nº. 62.655, de 3 de maio do mesmo ano.
Estabelece que é considerada eletrificação rural a execução de serviços de
transmissão e distribuição de energia elétrica destinada a consumidores
localizados em áreas fora dos perímetros urbanos e suburbanos das sedes
municipais e aglomerados populacionais com mais de 2.500 habitantes, e que se
dediquem a atividades ligadas diretamente à exploração agropecuária, ou a
consumidores localizados naquelas áreas, dedicando-se a quaisquer tipos de
atividades, porém com carga ligada de até 45kVA.
Define ainda, que depende de permissão federal, por ato do Ministro das
Minas e Energia, a execução de obras de transmissão e distribuição de energia
elétrica destinada ao uso privativo de consumidores rurais, individualmente ou
associada e que a citada permissão não confere delegação de Poder Público.
37
Esses serviços de eletrificação rural, para uso privativo, poderiam ser
executados por pessoas físicas ou jurídicas na forma da legislação em vigor e
daquele regulamento, devendo o requerimento de permissão ser dirigido ao
Ministro das Minas e Energia, através do Departamento Nacional de Águas e
Energia, (DNAE), e instruído com documentos e dados específicos para os casos
de pessoa física e jurídica.
A partir de então, de oferece uma oportunidade para que consumidores
potenciais se unam para obter as vantagens do serviço público de energia elétrica
nas áreas rurais, surgindo as cooperativas de eletrificação rural no País.
2.2.4
A remuneração legal do investimento - Lei nº. 5.655, de 20 de maio de
1971
A Lei no 5655, de 20 de maio de 1971, estabeleceu a remuneração
garantida mínima para a remuneração do capital investido, variando entre 10% e
12% ao ano. Essa garantia complementava o modelo tarifário do setor elétrico,
baseado no critério de “serviço pelo custo”, ou seja, a receita tarifária deveria
atender aos custos incorridos para a prestação do serviço, incluída a
confiabilidade. O espírito da regulação por custo de serviço é a determinação dos
preços regulados – ou permitidos – através da busca da equalização entre custo
total e receita total. Esta equação possibilitaria a escolha de preços médios, que
por conseguinte, se encontrariam coerentes com os custos médios da indústria.
Em uma abordagem simplificada pode-se dizer que as concessionárias de
energia elétrica experimentaram um período de relativo equilíbrio na década entre
1964-1974, quando tinham tarifas individuais correspondentes a seus custos, neles
incluídos uma remuneração de 10 a 12%.
No ano de 1974, o governo federal estabeleceu a equalização das tarifas de
energia elétrica em todo o território nacional, por meio da criação da Reserva
Global de Garantia - RGG, instrumento que processava a transferência de recursos
das concessionárias superavitárias para as deficitárias, de forma que a
remuneração de cada empresa se situasse em torno da remuneração média do setor
38
(Decreto Lei nº. 1.383, de 26.12.74). Tal determinação acompanhava a
equalização dos preços dos derivados de petróleo, efetuada anteriormente, e foi
justificada como fator de desenvolvimento regional e meio de absorção de centrais
geradoras com elevado custo de implantação e operação, como as centrais
nucleares e o projeto Itaipu.
2.2.5
A cobrança de eficiência das concessionárias - Lei nº. 8.631, de 4 de
março de 1993
Em 1981, o Decreto nº. 86.463 manteve o regime de tarifação baseado no
custo do serviço alterando sua forma de aplicação para uma estrutura horosazonal
de nível médio e modulação marginalista, orientada por políticas sociais e de
desenvolvimento econômico, favorecendo setores da economia e regiões e
buscando promover alguma compensação em razão da má distribuição de renda.
A reestruturação do setor elétrico brasileiro ocorrida em 1995 se sustentou
na Constituição de 1988 e se iniciou com a promulgação da Lei nº. 8.631, de 4 de
março de 1993, que promoveu a reorganização econômico-financeira das
empresas estatais e um encontro de contas das mesmas com o Tesouro Nacional,
abandonando o sistema de remuneração pelo custo e tarifas equalizadas que havia
se tornado fonte de grandes deficiências econômicas. Atribuiu às concessionárias
de eletricidade a prerrogativa de propor as estruturas tarifárias para homologação
pelo DNAEE.
Ponto de destaque dessa Lei é a determinação de que as concessionárias do
serviço público de distribuição de energia elétrica criassem, no âmbito de sua área
de concessão, Conselho de Consumidores, de caráter consultivo, composto por
igual número de representantes das principais classes tarifárias, voltado para
orientação, análise e avaliação das questões ligadas ao fornecimento, tarifas e
adequacidades dos serviços prestados ao consumidor final.
Com o advento da Lei nº. 10.848, de 15 de março de 2004, foi alterado o
art. 8º desta lei, incluindo o biodiesel no rateio do custo do consumo de
39
combustíveis por todos os concessionários, para geração de energia elétrica nos
sistemas isolados.
2.2.6
A nova lei de concessões de 1995 - lei nº. 8.987, de 13 de fevereiro de
1995
Com a política de centralização do poder econômico pelo Governo Federal
na década de 70, foram adotadas algumas medidas que terminaram por esvaziar e
desestabilizar as concessionárias estaduais como a implementação de projetos de
importância geopolítica, a retirada das concessionárias estaduais dos recursos da
Reserva de Reversão e a equalização da remuneração das empresas, eliminando
assim, os estímulos à eficiência.
Na década de 80, quando o recesso no crescimento do mercado provocou
uma menor expansão das receitas no setor, o Brasil se defrontou com sérias
dificuldades na rolagem de sua dívida, as empresas se encontravam diante de
graves dificuldades de caixa, provocando atrasos cada vez mais freqüentes nos
recolhimentos das reservas e no atraso dos pagamentos dos fornecimentos de
energia.
A crise do setor elétrico foi aprofundada pela política de contenção das
tarifas, como instrumento de combate à inflação, subsídios tarifários a indústrias,
comércio, mineração (alumínio e outros) e a retirada dos recursos do Imposto
Único sobre a Energia Elétrica - IUEE (Constituição de 1988), além da utilização
das empresas do setor para captação de recursos externos.
Na década de 90, em face de consolidação de uma política de globalização
e de privatização, foram adotadas uma série de medidas legais com vistas a
introduzir a competição no mercado de energia elétrica e a induzir a
desestatização do setor de energia elétrica.
O Decreto nº. 915, de 6 de setembro de 1993, já revogado, estabelece a
possibilidade e as condições para a realização de projetos de geração de energia
40
por consórcios e o Decreto nº. 1.503, de 25 de maio de 1995, inclui a
ELETROBRÁS e suas controladas no Programa Nacional de Desestatização.
Com o objetivo de conceber um novo modelo para o setor elétrico,
denominado Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (RE-SEB), foi
contratada a consultoria da Coopers & Lybrand, em 1995, cuja proposta
estabelecia o Governo como formulador de políticas, regulador e fiscalizador,
transferindo a novos agentes as tarefas operacionais. Propõe, também, a
desverticalização das empresas dividido-as nos segmentos de geração,
transmissão, distribuição e comercialização. A geração e comercialização ficariam
potencialmente competitivas e, a transmissão e distribuição monopólios naturais
com regulação mais rígida.
A Lei nº. 8.987, de 1995, regulamentando o art. 175º da Constituição
Federal de 1988, trouxe novas regras sobre o regime de concessões e permissões
de serviços públicos, estabelecendo que as concessões de serviços públicos e de
obras públicas e as permissões de serviços públicos reger-se-ão pelos termos
daquele artigo, por aquela Lei, pelas normas legais pertinentes e pelas cláusulas
dos indispensáveis contratos, e que a União, os Estados, o Distrito Federal e os
Municípios promoveriam a revisão e as adaptações necessárias de sua legislação
às prescrições dela emanadas, buscando atender as peculiaridades das diversas
modalidades dos seus serviços.
Apresenta as definições de poder concedente como sendo a União, o
Estado, o Distrito Federal ou o Município, em cuja competência se encontre o
serviço público, precedido ou não da execução de obra pública, objeto de
concessão ou permissão; de concessão de serviço público como sendo a delegação
de sua prestação, feita pelo poder concedente, mediante licitação, na modalidade
de concorrência, à pessoa jurídica ou consórcio de empresas que demonstre
capacidade para seu desempenho, por sua conta e risco e por prazo determinado;
de concessão de serviço público precedida da execução de obra pública como
sendo a construção, total ou parcial, conservação, reforma, ampliação ou
melhoramento de quaisquer obras de interesse público, delegada pelo poder
concedente, mediante licitação, na modalidade de concorrência, à pessoa jurídica
ou consórcio de empresas que demonstre capacidade para a sua realização, por sua
41
conta e risco, de forma que o investimento da concessionária seja remunerado e
amortizado mediante a exploração do serviço ou da obra por prazo determinado e
de permissão de serviço público como sendo a delegação, a título precário,
mediante licitação, da prestação de serviços públicos, feita pelo poder concedente
à pessoa física ou jurídica que demonstre capacidade para seu desempenho, por
sua conta e risco.
Define o serviço adequado, bem como os direitos e obrigações dos
usuários do serviço de energia elétrica, no que é alterada pela Lei nº. 9.648, de 27
de maio de 1998, que estabelece que é direito do consumidor obter e utilizar o
serviço, com liberdade de escolha entre vários prestadores de serviços, quando for
o caso, observadas as normas do poder concedente.
No que se refere à política tarifária, estabelece que a tarifa do serviço
público concedido seria fixada pelo preço da proposta vencedora da licitação e
preservada pelas regras de revisão previstas na Lei, no edital e no contrato e que
não seria subordinada à legislação específica anterior. Posteriormente a Lei nº.
9.648, de 1998, altera esta última disposição, fixando que a tarifa não seria
subordinada à legislação específica anterior e somente nos casos expressamente
previstos em lei, sua cobrança poderá ser condicionada à existência de serviço
público alternativo e gratuito para o usuário. As tarifas também poderiam ser
diferenciadas em função das características técnicas e dos custos específicos
provenientes do atendimento aos distintos segmentos de usuários.
Determina também que os contratos de concessão poderiam prever
mecanismos de revisão das tarifas, a fim de manter-se o equilíbrio econômico-
financeiro e que em havendo alteração unilateral do contrato que afete o seu
inicial equilíbrio econômico-financeiro, o poder concedente deveria restabelecê-
lo, concomitantemente à alteração.
Quanto à licitação, toda concessão de serviço público, precedida ou não da
execução de obra pública, seria objeto de prévia licitação, nos termos da
legislação própria e com observância dos princípios da legalidade, moralidade,
publicidade, igualdade, do julgamento por critérios objetivos e da vinculação ao
instrumento convocatório.
42
O edital de licitação deveria ser elaborado pelo poder concedente,
observados, no que couber, os critérios e as normas gerais da legislação própria
sobre licitações e contratos.
A outorga de concessão ou permissão não teria caráter de exclusividade,
salvo no caso de inviabilidade técnica ou econômica justificada quando o poder
concedente publicasse, previamente ao edital de licitação, ato justificando a
conveniência da outorga de concessão ou permissão, caracterizando seu objeto,
área e prazo.
Também, no atendimento às peculiaridades de cada serviço público,
poderia o poder concedente prever, em favor da concessionária, no edital de
licitação, a possibilidade de outras fontes provenientes de receitas alternativas,
complementares, acessórias ou de projetos associados, com ou sem exclusividade,
com vistas a favorecer a modicidade das tarifas, e as fontes de receita previstas
seriam obrigatoriamente consideradas para a aferição do inicial equilíbrio
econômico-financeiro do contrato.
Estabelece normas para a participação de empresas em consórcio, quando
permitido na licitação ficando a empresa líder responsável perante o poder
concedente pelo cumprimento do contrato de concessão, sem prejuízo da
responsabilidade solidária das demais consorciadas.
Ficou a concessionária incumbida da execução do serviço concedido,
cabendo-lhe responder por todos os prejuízos causados ao poder concedente, aos
usuários ou a terceiros, sem que a fiscalização exercida pelo órgão competente
excluísse ou atenuasse essa responsabilidade.
A transferência de concessão ou do controle societário da concessionária
sem prévia anuência do poder concedente implicaria na caducidade da concessão,
e para fins de obtenção da referida anuência o pretendente deveria atender às
exigências de capacidade técnica, idoneidade financeira e regularidade jurídica e
fiscal necessárias à assunção do serviço e comprometer-se a cumprir todas as
cláusulas do contrato em vigência.
43
Nos contratos de financiamento, as concessionárias poderiam oferecer em
garantia os direitos emergentes da concessão, até o limite que não comprometesse
a operacionalização e a continuidade da prestação do serviço.
Ficou o poder concedente com a incumbência de:
I - regulamentar o serviço concedido e fiscalizar permanentemente a sua
prestação;
II - aplicar as penalidades regulamentares e contratuais;
III - intervir na prestação do serviço, nos casos e condições previstos em
lei;
IV - extinguir a concessão, nos casos previstos nesta Lei e na forma
prevista no contrato;
V - homologar reajustes e proceder à revisão das tarifas na forma desta
Lei, das normas pertinentes e do contrato;
VI - cumprir e fazer cumprir as disposições regulamentares do serviço e as
cláusulas contratuais da concessão;
VII - zelar pela boa qualidade do serviço, receber, apurar e solucionar
queixas e reclamações dos usuários, que serão cientificados, em até trinta dias, das
providências tomadas;
VIII - declarar de utilidade pública os bens necessários à execução do
serviço ou obra pública, promovendo as desapropriações, diretamente ou mediante
outorga de poderes à concessionária, caso em que será desta a responsabilidade
pelas indenizações cabíveis;
IX - declarar de necessidade ou utilidade pública, para fins de instituição
de servidão administrativa, os bens necessários à execução de serviço ou obra
pública, promovendo-a diretamente ou mediante outorga de poderes à
concessionária, caso em que será desta a responsabilidade pelas indenizações
cabíveis;
X - estimular o aumento da qualidade, produtividade, preservação do
meio-ambiente e conservação;
44
XI - incentivar a competitividade; e
XII - estimular a formação de associações de usuários para defesa de
interesses relativos ao serviço.
No exercício da fiscalização, o poder concedente teria acesso aos dados
relativos à administração, contabilidade, recursos técnicos, econômicos e
financeiros da concessionária, podendo essa fiscalização ser feita por intermédio
de órgão técnico do poder concedente ou por entidade com ele conveniada, e,
periodicamente, conforme previsto em norma regulamentar, por comissão
composta de representantes do poder concedente, da concessionária e dos
usuários.
Coube à concessionária:
I - prestar serviço adequado, na forma prevista nesta Lei, nas normas
técnicas aplicáveis e no contrato;
II - manter em dia o inventário e o registro dos bens vinculados à
concessão;
III - prestar contas da gestão do serviço ao poder concedente e aos
usuários, nos termos definidos no contrato;
IV - cumprir e fazer cumprir as normas do serviço e as cláusulas
contratuais da concessão;
V - permitir aos encarregados da fiscalização livre acesso, em qualquer
época, às obras, aos equipamentos e às instalações integrantes do serviço, bem
como a seus registros contábeis;
VI - promover as desapropriações e constituir servidões autorizadas pelo
poder concedente, conforme previsto no edital e no contrato;
VII - zelar pela integridade dos bens vinculados à prestação do serviço,
bem como segurá-los adequadamente; e
VIII - captar, aplicar e gerir os recursos financeiros necessários à prestação
do serviço.
45
Estabeleceu ainda o procedimento para intervenção da concessão e as
formas de extinção da mesma, permissão de serviço público, às quais se
aplicavam todas as disposições lei, seria formalizada mediante contrato de adesão,
que observaria os termos dessa Lei, das demais normas pertinentes e do edital de
licitação, inclusive quanto à precariedade e à revogabilidade unilateral do contrato
pelo poder concedente.
Definiu que as concessões de serviço público outorgadas anteriormente à
entrada em vigor da Lei seriam consideradas válidas pelo prazo fixado no contrato
ou no ato de outorga, a menos daquelas concessões de serviços públicos
outorgadas sem licitação na vigência da Constituição de 1988, que deveria ser
extintas, e que vencido o prazo da concessão, o poder concedente procederia a sua
licitação.
Ainda, as concessões em caráter precário, as que estivessem com prazo
vencido e as que estivessem em vigor por prazo indeterminado, inclusive por
força de legislação anterior, permaneceriam válidas pelo prazo necessário à
realização dos levantamentos e avaliações indispensáveis à organização das
licitações que precederiam a outorga das concessões que as substituiriam, prazo
máximo de 24 (vinte e quatro) meses.
As concessionárias que tivessem obras atrasadas, na data da publicação da
Lei, deveriam apresentar, dentro de cento e oitenta dias, plano efetivo de
conclusão das obras sob pena de extinção da concessão, pelo poder concedente.
Em todos os casos de extinção, o poder concedente indenizaria as obras e serviços
realizados somente no caso e com os recursos da nova licitação.
Deixou claro que as disposições estabelecidas não se aplicavam à
concessão, permissão e autorização para o serviço de radiodifusão sonora e de
sons e imagens.
46
2.2.7
A adequação dos serviços públicos federais - lei nº. 9.074, de 7 de
julho de 1995
Em cumprimento ao disposto da Lei nº. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995,
de que União, os Estados, o Distrito Federal e os Municípios promoveriam a
revisão e as adaptações necessárias de sua legislação às prescrições dela
emanadas, buscando atender as peculiaridades das diversas modalidades dos seus
serviços foi publicada a Lei nº. 9.074, de 7 de julho do mesmo ano, dispondo
sobre os serviços públicos de competência da União, tratando no Capítulo II, dos
serviços de energia elétrica.
Definiu que as concessões, permissões e autorizações de exploração de
serviços e instalações de energia elétrica e de aproveitamento energético dos
cursos de água seriam contratadas, prorrogadas ou outorgadas nos seus termos e
nos da Lei nº. 8.987/95 e das demais, e que as contratações, outorgas e
prorrogações poderiam ser feitas a título oneroso em favor da União.
Estabeleceu que as concessões de geração de energia elétrica teriam o
prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a trinta e cinco anos,
contado da data de assinatura do imprescindível contrato, podendo ser prorrogado
no máximo por igual período, a critério do poder concedente, nas condições
estabelecida no contrato. Essa disposição foi alterada pela Lei nº. 10.848, de 2004,
que limitou o prazo da prorrogação para vinte anos.
No que se refere a concessões de transmissão e de distribuição de energia
elétrica o prazo necessário à amortização dos investimentos seria limitado a trinta
anos, podendo ser prorrogado no máximo por igual período.
As prorrogações deveriam ser requeridas pelo concessionário ou
permissionário, no prazo de até trinta e seis meses anteriores à data final do
respectivo contrato, devendo o poder concedente manifestar-se sobre o
requerimento até dezoito meses antes dessa data.
A Lei 10.848, de 2004, inclui novas disposições, estabelecendo que as
concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de
distribuição de energia elétrica que atuem no Sistema Interligado Nacional – SIN
47
não poderão desenvolver atividades de geração de energia elétrica; de transmissão
de energia elétrica; de venda de energia a consumidores livres, exceto às unidades
consumidoras localizadas na área de concessão ou permissão da empresa
distribuidora, sob as mesmas condições reguladas aplicáveis aos demais
consumidores, inclusive tarifas e prazos; de participação em outras sociedades de
forma direta ou indireta, ressalvado a captação, aplicação e gestão dos recursos
financeiros necessários à prestação do serviço e nos respectivos contratos de
concessão; ou estranhas ao objeto da concessão, permissão ou autorização, exceto
nos casos previstos em lei e nos respectivos contratos de concessão.
No entanto, essas disposições não se aplicam nos casos de concessionárias,
permissionárias e autorizadas de distribuição no atendimento a sistemas elétricos
isolados no atendimento ao seu mercado próprio, desde que este seja inferior a
500 (quinhentos) GWh/ano e a totalidade da energia gerada, sob o regime de
serviço público, seja a ele destinada. Não se aplicam também na captação,
aplicação ou empréstimo de recursos financeiros destinados ao próprio agente ou
a sociedade coligada, controlada, controladora ou vinculada à controladora
comum, desde que destinados ao serviço público de energia elétrica, mediante
anuência prévia da ANEEL, garantida a modicidade tarifária.
A nova Lei também inclui alterações vedando as concessionárias e as
autorizadas de geração de energia elétrica que atuem no Sistema Interligado
Nacional – SIN serem coligadas ou controladoras de sociedades que desenvolvam
atividades de distribuição de energia elétrica neste sistema, devendo a regulação
prever sanções para o descumprimento de todas as disposições até agora citadas.
Além disso, limita em 35 (trinta e cinco) anos o prazo necessário à amortização
dos investimentos das concessões de geração de energia elétrica, contratadas a
partir da MP nº. 144, de 11 de dezembro de 2003.
Estabeleceu a Lei nº. 9.074/95 que seria objeto de concessão, mediante
licitação o aproveitamento de potenciais hidráulicos de potência superior a 1.000
kW e a implantação de usinas termelétricas de potência superior a 5.000 kW,
destinados à execução de serviço público, os de potência superior a 1.000 kW,
destinados à produção independente de energia elétrica.
48
Seria também objeto de licitação o uso de bem público para
aproveitamentos de potenciais superiores a 10.000 kW, destinados ao uso
exclusivo de autoprodutor, resguardado direito adquirido relativo às concessões
existentes.
Aqui surge a figura do autoprodutor, como denominação legal, posto que
anteriormente essa condição era tratada como uso exclusivo de interessado, desde
o Decreto nº. 24.643/34.
Para os enquadramentos citados, caberia ao poder concedente especificar
as finalidades do aproveitamento ou da implantação das usinas.
Determina que nenhum aproveitamento hidrelétrico poderia ser licitado
sem a definição do "aproveitamento ótimo" pelo poder concedente, podendo ser
atribuída ao licitante vencedor à responsabilidade pelo desenvolvimento dos
projetos básico e executivo, sendo considerado como tal, todo potencial definido
em sua concepção global pelo melhor eixo do barramento, arranjo físico geral,
níveis d’água operativos, reservatório e potência, integrante da alternativa
escolhida para divisão de quedas de uma bacia hidrográfica.
Estabelece ainda que as usinas termelétricas destinadas à produção
independente poderão ser objeto de concessão mediante licitação ou autorização,
surgindo também pela primeira vez num instrumento legal a figura do produtor
independente.
No que se refere à autorização, determina que serão objeto desse
instrumento a implantação de usinas termelétricas, de potência superior a 5.000
kW e o aproveitamento de potenciais hidráulicos, de potência superior a 1.000 kW
e igual ou inferior a 10.000 kW, destinada a uso exclusivo do autoprodutor.
Não seriam outorgadas concessões ou autorizações aos empreendimentos
cuja fonte primária de energia fosse a nuclear.
Para os aproveitamentos de potenciais hidráulicos, iguais ou inferiores a
1.000 kW, e a implantação de usinas termelétricas de potência igual ou inferior a
5.000 kW, não haveria necessidade de concessão, permissão ou autorização,
cabendo apenas a comunicação ao poder concedente.
49
Ficava ainda o poder concedente autorizado a regularizar, mediante
outorga de autorização, os aproveitamentos hidrelétricos existentes na data de
publicação da lei, sem ato autorizativo, devendo o requerimento de regularização
ser apresentado ao poder concedente no prazo máximo de cento e oitenta dias da
data de publicação.
A Lei nº. 9648/98 insere redação nesta lei estabelecendo que à Agência
Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, caberia declarar a utilidade pública, para
fins de desapropriação ou instituição de servidão administrativa, das áreas
necessárias à implantação de instalações de concessionários, permissionários e
autorizadas de energia elétrica.
Cria a figura do produtor independente de energia elétrica, considerando
como tal à pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebam
concessão ou autorização do poder concedente, para produzir energia elétrica
destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua conta e
risco.
Este estava sujeito a regras operacionais e comerciais próprias, atendido o
disposto naquela lei, na legislação em vigor e no contrato de concessão ou ato de
autorização.
No entanto a Lei nº. 10.848/04 altera essa redação, determinando que o
produtor independente de energia elétrica estará sujeito às regras de
comercialização regulada ou livre, atendido ao disposto nessa lei, na legislação em
vigor e no contrato de concessão ou no ato de autorização.
A venda de energia elétrica por produtor independente poderá ser feita
para concessionário de serviço público de energia elétrica, consumidores livres,
consumidores de energia elétrica integrantes de complexo industrial ou comercial,
aos quais o produtor independente também forneça vapor oriundo de processo de
co-geração, conjunto de consumidores de energia elétrica, independentemente de
tensão e carga, nas condições previamente ajustadas com o concessionário local
de distribuição e qualquer consumidor que demonstre ao poder concedente não ter
o concessionário local lhe assegurado o fornecimento no prazo de até cento e
oitenta dias contado da respectiva solicitação.
50
No caso de venda a concessionários, conjunto de consumidores em acordo
com a concessionária e consumidores que não tivessem sido atendidos em seis
meses, a venda de energia elétrica deveria ser exercida a preços sujeitos aos
critérios gerais fixados pelo Poder concedente. A Lei nº. 10.848/04 altera essa
redação, estabelecendo que essa comercialização deverá ser exercida de acordo
com critérios gerais fixados pelo Poder concedente.
O aproveitamento de potencial hidráulico, para fins de produção
independente, ocorreria mediante contrato de concessão de uso de bem público, na
forma da Lei, e as linhas de transmissão de interesse restrito aos aproveitamentos
de produção independente poderiam ser concedidas ou autorizadas, simultânea ou
complementarmente, aos respectivos contratos de uso do bem público.
Ponto relevante desta lei é o estabelecimento das opções de compra de
energia elétrica por parte dos consumidores, a partir de então denominados
consumidores livres, que até então somente poderiam receber energia elétrica do
detentor da concessão ou permissão da área em que se localizasse a unidade
consumidora.
Assim, respeitados os contratos de fornecimento vigentes, a prorrogação
das atuais e as novas concessões seriam feitas sem exclusividade de fornecimento
de energia elétrica a consumidores com carga igual ou maior que 10.000 kW,
atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV, que poderiam optar por contratar
seu fornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de energia
elétrica.
Com o advento da Lei nº. 9.648/98, essa condição foi ampliada, vez que
foi estabelecido que decorridos três anos da publicação desta lei, os consumidores
referidos neste artigo poderão estender sua opção de compra a qualquer
concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do sistema
interligado. Ainda, decorridos cinco anos da publicação da Lei nº. 9.074/95, os
consumidores com carga igual ou superior a 3.000 kW, atendidos em tensão igual
ou superior a 69 kV, poderiam optar pela compra de energia elétrica a qualquer
concessionário, permissionário ou autorizado de energia elétrica do mesmo
sistema interligado.
51
Ficou previsto que após oito anos, o poder concedente poderia diminuir os
limites de carga e tensão estabelecidos, o que até o momento ainda não ocorreu.
Originalmente, a lei estabelecia ainda que os consumidores que não
tiverem cláusulas de tempo determinado em seus contratos de fornecimento só
poderão optar por outro fornecedor após o prazo de trinta e seis meses, contado a
partir da data de manifestação formal ao concessionário.
A Lei nº. 10.848/04 alterou esta redação, fixando que os consumidores que
não tiverem cláusulas de tempo determinado em seus contratos de fornecimento
só poderão exercer a opção de que trata este artigo de acordo com prazos, formas
e condições fixados em regulamentação específica, sendo que nenhum prazo
poderá exceder a 36 (trinta e seis) meses, contado a partir da data de manifestação
formal à concessionária, a permissionária ou à autorizada de distribuição que os
atenda.
Também, objetivando proteger os consumidores cativos, a Lei nº. 9.648/98
inseriu a condição de que exercício da opção pelo consumidor não poderia resultar
em aumento tarifário para os consumidores remanescentes da concessionária de
serviços públicos de energia elétrica que haja perdido mercado.
De forma permitir a comercialização, foi assegurado aos fornecedores e
respectivos consumidores, o livre acesso aos sistemas de distribuição e
transmissão de concessionário e permissionário de serviço público, mediante
ressarcimento do custo de transporte envolvido, calculado com base em critérios
fixados pelo poder concedente.
A Lei nº. 9.648/98 inseriu nova redação permitindo aos concessionários
negociar com os consumidores livres novas condições de fornecimento de energia
elétrica, observados os critérios a serem estabelecidos pela ANEEL.
Com o advento da Lei nº. 10.848/04, essa condição não foi mais permitida,
ficando determinado que o consumidor que exercesse a opção de se tornar livre
deveria garantir o atendimento à totalidade de sua carga, mediante contratação,
com um ou mais fornecedores, sujeito à penalidade pelo descumprimento dessa
obrigação.
52
A Lei nº. 10.848/94 insere parágrafos na Lei nº. 9.074/95, estabelecendo
que os consumidores que exercerem a opção de serem livres poderão retornar à
condição de consumidor atendido mediante tarifa regulada, garantida a
continuidade da prestação dos serviços, nos termos da lei e da regulamentação,
desde que informem à concessionária, a permissionária ou a autorizada de
distribuição local, com antecedência mínima de 5 (cinco) anos, podendo esses
prazos serem reduzidos, a critério da concessionária, da permissionária ou da
autorizada de distribuição local.
A Lei nº. 10.848/04 permite também que até 31 de dezembro de 2009,
respeitados os contratos vigentes, que os consumidores que pretendam utilizar, em
suas unidades industriais, energia elétrica produzida por geração própria, em
regime de autoprodução ou produção independente, possam reduzir a demanda e
energia contratadas ou a substituição dos contratos de fornecimento por contratos
de uso dos sistemas elétricos, mediante notificação à concessionária de
distribuição ou geração, com antecedência mínima de 180 (cento e oitenta) dias.
Aos consumidores atendidos a partir da publicação da Lei nº. 9.074/95,
cuja carga fosse igual ou maior que 3.000 kW, atendidos em qualquer tensão, foi
facultada a livre escolha do fornecedor com quem contrataria sua compra de
energia elétrica.
Foi estabelecido que caberia ao poder concedente definir, dentre as
instalações de transmissão, as que se destinariam à formação da rede básica dos
sistemas interligados, as de âmbito próprio do concessionário de distribuição e as
de interesse exclusivo das centrais de geração.
Ainda, as instalações de transmissão, integrantes da rede básica dos
sistemas elétricos interligados, seriam objeto de concessão mediante licitação, e
funcionariam na modalidade de instalações integradas aos sistemas e com regras
operativas definidas por agente sob controle da União, de forma a assegurar a
otimização dos recursos eletroenergéticos existentes ou futuros.
Essa condição foi alterada pela Lei nº. 10.848/04, estabelecendo que as
instalações de transmissão componentes da rede básica do Sistema Interligado
Nacional - SIN seriam objeto de concessão mediante licitação e funcionarão na
53
modalidade de instalações integradas aos sistemas com regras operativas
aprovadas pela ANEEL, de forma a assegurar a otimização dos recursos
eletroenergéticos existentes ou futuros.
As instalações de transmissão de âmbito próprio do concessionário de
distribuição poderiam ser consideradas pelo poder concedente parte integrante da
concessão de distribuição.
A Lei nº. 9.648/98 altera redação dessa Lei, fixando que as instalações de
transmissão de interesse restrito das centrais de geração poderiam ser
consideradas integrantes das respectivas concessões, permissões ou autorizações.
Ainda, as instalações de transmissão, existentes na data de publicação
dessa lei, seriam classificadas pelo poder concedente, para efeito de prorrogação,
e as instalações de transmissão, classificadas como integrantes da rede básica,
poderiam ter suas concessões prorrogadas, no que coubesse.
Aqueles artigos permitiam à União, visando garantir a qualidade do
atendimento aos consumidores a custos adequados, prorrogar, pelo prazo de até
vinte anos, as concessões outorgadas anteriormente à vigência da lei, de geração e
de distribuição de energia elétrica, esta últimas desde que reagrupadas segundo
critérios de racionalidade operacional e econômica, por solicitação do
concessionário ou iniciativa do poder concedente.
Para tanto, seria necessário o requerimento da prorrogação, pelo
concessionário, permissionário ou titular de manifesto ou de declaração de usina
termelétrica, que somente teriam eficácia com assinatura de contratos de
concessão que contivessem cláusula de renúncia a eventuais direitos preexistentes
que contrariassem a Lei nº. 8.987/95.
Na hipótese de a concessionária não concordar com o reagrupamento,
seriam mantidas as atuais áreas e prazos das concessões, e a prorrogação teria
prazo único, igual ao maior remanescente dentre as concessões reagrupadas, ou
vinte anos, a contar da data da publicação da lei, prevalecendo o maior.
Na prorrogação das concessões para distribuição de energia elétrica
existentes, o poder concedente diligenciaria no sentido de compatibilizar as áreas
concedidas às empresas distribuidoras com as áreas de atuação de cooperativas de
54
eletrificação rural, examinando suas situações de fato como prestadoras de serviço
público, visando enquadrar as cooperativas como permissionárias de serviço
público de energia elétrica.
Se fosse constatado, em processo administrativo, que a cooperativa
exercia, em situação de fato ou com base em permissão anteriormente outorgada,
atividade de comercialização de energia elétrica a público indistinto, localizado
em sua área de atuação, ficava facultado ao poder concedente promover a
regularização da permissão.
Ficou autorizada a constituição de consórcios, com o objetivo de geração
de energia elétrica para fins de serviços públicos, para uso exclusivo dos
consorciados, para produção independente ou para essas atividades associadas,
conservado o regime legal próprio de cada uma.
Foi facultado ao concessionário incluir no plano de conclusão das obras,
no intuito de viabilizá-la, proposta de sua associação com terceiros na modalidade
de consórcio empresarial do qual seja a empresa líder, mantida ou não a finalidade
prevista originalmente para a energia produzida, aplicando-se essa disposição aos
consórcios empresariais formados ou cuja formação se encontrava em curso na
data de publicação da Lei, desde que já manifestada ao poder concedente pelos
interessados, devendo as concessões serem revistas para adaptá-las ao
estabelecido na Lei nº. 8.987/95 e mediante o compromisso de participação
superior a um terço de investimentos privados nos recursos necessários à
conclusão da obra e à colocação das unidades em operação.
A Lei nº. 9.648/98 incluiu parágrafo definindo que os consórcios
empresariais poderiam manifestar ao poder concedente, até seis meses antes do
funcionamento da central geradora de energia elétrica, opção por um dos regimes
legais previstos, ratificando ou alterando o adotado no respectivo ato de
constituição.
Os contratos de concessão e permissão deveriam conter, além do
estabelecido na legislação em vigor, cláusulas relativas a requisitos mínimos de
desempenho técnico do concessionário ou permissionário, bem assim, sua aferição
pela fiscalização através de índices apropriados, que seriam vinculadas a
55
penalidades progressivas, que guardariam proporcionalidade com o prejuízo
efetivo ou potencial causado ao mercado.
Tratando da reestruturação dos serviços públicos concedidos, excetuando
os de telecomunicações, essa lei autorizou a União a promover cisões, fusões,
incorporações ou transformações societárias dos concessionários de serviços
públicos sob o seu controle direto ou indireto; aprovar cisões, fusões e
transferências de concessões, condicionado à prévia autorização do Poder
concedente; cobrar, pelo direito de exploração de serviços públicos, nas condições
preestabelecidas no edital de licitação, cuja inadimplência sujeita o concessionário
à aplicação da pena de caducidade.
A União ainda poderia nos casos em que os serviços públicos, prestados
por pessoas jurídicas sob controle direto ou indireto da União, para promover a
privatização simultaneamente com a outorga de nova concessão ou com a
prorrogação das concessões existentes, exceto quanto aos serviços públicos de
telecomunicações, utilizar, no procedimento licitatório, a modalidade de leilão,
observada a necessidade da venda de quantidades mínimas de quotas ou ações que
garantam a transferência do controle societário; fixar, previamente, o valor das
quotas ou ações de sua propriedade a serem alienadas, e proceder a licitação na
modalidade de concorrência.
Em ocorrendo à prorrogação, esta poderia ser feita por prazos
diferenciados, de forma a que os termos finais de todas as concessões prorrogadas
ocorressem no mesmo prazo que seria necessário à amortização dos
investimentos, limitado a trinta anos, contado a partir da assinatura do novo
contrato de concessão.
Na elaboração dos editais de privatização de empresas concessionárias de
serviço público, a União deveria atender às exigências das Leis nº. 8.031/90 e nº.
8.987/95, inclusive quanto à publicação das cláusulas essenciais do contrato e do
prazo da concessão.
Essa disposição poderia ainda ser aplicada no caso de privatização de
concessionário de serviço público sob controle direto ou indireto dos Estados, do
Distrito Federal ou dos Municípios, no âmbito de suas respectivas competências.
56
Ficou facultado ao poder concedente outorgar novas concessões sem
efetuar a reversão prévia dos bens vinculados ao respectivo serviço público nos
casos de privatização.
A modalidade de leilão poderia ser adotada nas licitações relativas à
outorga de nova concessão com a finalidade de promover a transferência de
serviço público prestado por pessoas jurídicas, incluídas, para os fins e efeitos da
do Programa Nacional de Desestatização, ainda que não houvesse a alienação das
quotas ou ações representativas de seu controle societário, situação em que os
bens vinculados ao respectivo serviço público seriam utilizados, pelo novo
concessionário, mediante contrato de arrendamento a ser celebrado com o
concessionário original.
Posteriormente, a Lei nº. 9.648/98, inseriu uma série de parágrafos,
estabelecendo que em caso de privatização de empresa detentora de concessão ou
autorização de geração de energia elétrica, seria igualmente facultado ao poder
concedente alterar o regime de exploração, no todo ou em parte, para produção
independente, inclusive, quanto às condições de extinção da concessão ou
autorização e de encampação das instalações, bem como da indenização
porventura devida.
A alteração de regime deveria observar as condições para tanto
estabelecidas no respectivo edital, previamente aprovado pela ANEEL.
Foi vedado ao edital estipular, em benefício da produção de energia
elétrica, qualquer forma de garantia ou prioridade sobre o uso da água da bacia
hidrográfica, salvo nas condições definidas em ato conjunto dos Ministros de
Estado de Minas e Energia e do Meio Ambiente, dos Recursos Hídricos e da
Amazônia Legal, em articulação com os Governos dos Estados onde se localizava
cada bacia hidrográfica.
Determinou que o edital deveria estabelecer as obrigações dos sucessores
com os programas de desenvolvimento sócio-econômico regionais em andamento,
conduzidos diretamente pela empresa ou em articulação com os Estados, em áreas
situadas na bacia hidrográfica onde se localizavam os aproveitamentos de
potenciais hidráulicos, facultado ao Poder Executivo, previamente à privatização,
57
separar e destacar os ativos que considerasse necessários à condução desses
programas.
Que a promoção da privatização simultaneamente com a outorga de nova
concessão ou com a prorrogação das concessões existentes e a outorga de novas
concessões sem efetuar a reversão prévia dos bens vinculados ao respectivo
serviço público aplicar-se-ia aos casos em que o titular da concessão ou
autorização de competência da União for empresa sob controle direto ou indireto
dos Estados, do Distrito Federal ou dos Municípios, desde que as partes
acordassem quanto às regras estabelecidas.
Em suas disposições finais a Lei nº. 9.074/95 estabeleceu que nas
licitações para concessão e permissão de serviços públicos ou uso de bem público,
os autores ou responsáveis economicamente pelos projetos básico ou executivo
podem participar, direta ou indiretamente, da licitação ou da execução de obras ou
serviços.
Que a empresa estatal que participasse, na qualidade de licitante, de
concorrência para concessão e permissão de serviço público, poderia, para compor
sua proposta, colher preços de bens ou serviços fornecidos por terceiros e assinar
pré-contratos com dispensa de licitação. Esses pré-contratos deveriam conter,
obrigatoriamente, cláusula resolutiva de pleno direito, sem penalidades ou
indenizações, no caso de outro licitante ser declarado vencedor.
Uma vez definida a proposta vencedora, os contratos definitivos, firmados
entre a empresa estatal e os fornecedores de bens e serviços, seriam,
obrigatoriamente, submetidos à apreciação dos competentes órgãos de controle
externo e de fiscalização específica.
O regulamento de cada modalidade de serviço público deveria determinar
que o poder concedente, para a fiscalização dos serviços, estabelecesse a forma de
participação dos usuários e tornasse disponível ao público, periodicamente,
relatório sobre os serviços prestados.
A concessionária que recebesse bens e instalações da União, já revertidos
ou entregues à sua administração, deveria arcar com a responsabilidade pela
58
manutenção e conservação dos mesmos e responsabilizar-se pela reposição dos
bens e equipamentos.
Novos benefícios tarifários estipulados pelo poder concedente, ficavam
condicionados à previsão, em lei, da origem dos recursos ou da simultânea revisão
da estrutura tarifária do concessionário ou permissionário, de forma a preservar o
equilíbrio econômico-financeiro do contrato e somente poderia ser atribuída a
uma classe ou coletividade de usuários dos serviços, vedado, sob qualquer
pretexto, o benefício singular.
Sem prejuízo da sua competência estabelecida na Constituição Federal, o
poder concedente poderia, mediante convênio de cooperação, credenciar os
Estados e o Distrito Federal a realizarem atividades complementares de
fiscalização e controle dos serviços prestados nos respectivos territórios.
Torna inexigível a licitação na outorga de serviços de telecomunicações de
uso restrito do outorgado, que não fossem passíveis de exploração comercial.
Revogou a disposição da Lei nº. 8.987, de que deveriam ser exigidas
outras garantias da concessionária para viabilização do financiamento ns casos em
que o organismo financiador fosse instituição financeira pública, quando a
concessionária oferecesse os seus bens emergentes como garantia de
financiamento.
2.2.8
A regulamentação da lei nº. 9.074, de 1995 - decreto nº. 1.717, de 24
de novembro de 1995
A regulamentação da Lei nº. 9.074/95 decorre do Decreto nº. 1.717, de 24
de novembro de 1995, que estabelece procedimentos para prorrogação das
concessões dos serviços públicos de energia elétrica de que trata a citada lei, e dá
outras providências.
59
2.2.9
A regulamentação da produção independente e da autoprodução de
energia elétrica - decreto nº. 2.003, de 10 de setembro de 1996
Em função das disposições referentes ao produtor independente e
autoprodutor de energia elétrica emanadas da Lei nº. 9.074, de 7 de julho de 1995,
foi publicado o Decreto nº. 2.003, de 10 de setembro de 1996, com o objetivo de
regulamentar a produção de energia elétrica por esses agentes, dentre outras
providências.
2.2.10
A instituição do novo órgão regulador e fiscalizador - Lei nº. 9.427,
de 26 de dezembro de 1996
Por meio da Lei nº. 9.427, de 26 de dezembro de 1996, foi instituída a
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, autarquia sob regime especial,
vinculada ao Ministério de Minas e Energia, com sede e foro no Distrito Federal e
prazo de duração indeterminado, com a finalidade regular e fiscalizar a produção,
transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade
com as políticas e diretrizes do governo federal, sendo que as demais
providências.
2.2.11
As regulamentações da lei de criação da aneel - decreto nº. 2.335, de
6 de outubro de 1997
O Decreto nº. 2.335, de 6 de outubro de 1997, regulamentando a Lei nº.
9.427/96, constituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica -ANEEL, autarquia
sob regime especial, e aprovou sua Estrutura Regimental e o Quadro
Demonstrativo dos Cargos em Comissão e Funções de Confiança, dentre outras
providências.
60
2.2.12
Decreto nº. 2.410, de 28 de novembro de 1997
O Decreto nº. 2.410, de 28 de novembro de 1997, dispôs sobre o cálculo e
o recolhimento da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE,
instituída pela Lei nº. 9.427, de 26 dezembro de 1996, dentre outras providências.
2.2.13
A constituição do operador nacional do sistema elétrico, do mercado
atacadista de energia elétrica e a reestruturação da Eletrobrás - Lei
nº. 9.648, de 27 de maio de 1998
A Lei nº. 9.648, de 27 de maio de 1998, promoveu alterações nas Leis nº.
3.890-A/61, nº. 8.666/93, nº. 9.074/95, nº. 9.427/96 e autorizou o Poder Executivo
a promover a reestruturação da Centrais Elétricas Brasileiras – ELETROBRÁS,
instituiu o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e o Mercado Atacadista
de Energia Elétrica – MAE.
No que se refere à Lei nº. 8.666/93, a Lei nº. 9.648/98 incluiu disposição
estabelecendo que é dispensável a licitação nos casos de contratação do
fornecimento ou suprimento de energia elétrica com concessionário,
permissionário ou autorizado, segundo as normas da legislação específica.
Posteriormente, a Lei nº. 10.438/02 alterou a Lei nº. 9.648/98 e essa
disposição definiu ser dispensável a licitação a contratação de fornecimento ou
suprimento de energia elétrica e gás natural com concessionário, permissionário
ou autorizado, segundo as normas da legislação específica.
Estabeleceu que o Poder Executivo deveria promover, com vistas à
privatização, a reestruturação da Centrais Elétricas Brasileiras S/A -
ELETROBRÁS e de suas subsidiárias Centrais Elétricas Sul do Brasil S/A -
ELETROSUL, Centrais Elétricas Norte do Brasil S/A - ELETRONORTE, Cia.
Hidroelétrica do São Francisco - CHESF e Furnas Centrais Elétricas S/A,
mediante operações de cisão, fusão, incorporação, redução de capital, ou
61
constituição de subsidiárias integrais, ficando autorizada a criação das seguintes
sociedades:
I - até seis sociedades por ações, a partir da reestruturação da
ELETROBRÁS, que terão por objeto principal deter participação acionária nas
companhias de geração criadas conforme os incisos II, III e V, e na de geração
relativa à usina hidrelétrica de Tucuruí, de que trata o inciso IV;
II - duas sociedades por ações, a partir da reestruturação da ELETROSUL,
tendo uma como objeto social à geração e outra como objeto à transmissão de
energia elétrica;
III - até três sociedades por ações, a partir da reestruturação de Furnas
Centrais Elétricas S/A, tendo até duas como objeto social à geração e outra como
objeto à transmissão de energia elétrica;
IV - seis sociedades por ações, a partir da reestruturação da
ELETRONORTE, sendo duas para a geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica, relativamente aos sistemas elétricos isolados de Manaus e Boa
Vista, uma para a geração pela usina hidrelétrica de Tucuruí, uma para a geração
nos sistemas elétricos dos Estados do Acre e Rondônia, uma para geração no
Estado do Amapá e outra para a transmissão de energia elétrica;
V - até três sociedades por ações, a partir da reestruturação da CHESF,
tendo até duas como objeto social à geração e outra como objeto à transmissão de
energia elétrica.
Essas operações de reestruturação societária deveriam ser previamente
autorizadas pelo Conselho Nacional de Desestatização - CND, na forma da Lei no
9.491/97, que alterou os procedimentos relativos ao Programa Nacional de
Desestatização, e submetidas à respectiva assembléia-geral pelo acionista
controlador.
As sociedades deveriam ser formadas mediante versão de moeda corrente,
valores mobiliários, bens, direitos e obrigações integrantes do patrimônio das
companhias envolvidas na operação.
A disposição estabelecida anteriormente foi revogada pela Lei nº.
10.848/04
62
Relativamente às empresas incluídas em programas de privatização da
União, dos Estados, do Distrito Federal e dos Municípios, deveria ser realizado
balanço dentro dos noventa dias que antecedessem à incorporação, fusão ou cisão.
No caso de alteração do regime de gerador hídrico de energia elétrica, de
serviço público para produção independente, a nova concessão seria outorgada a
título oneroso, devendo o concessionário pagar pelo uso de bem público, pelo
prazo de cinco anos, a contar da assinatura do respectivo contrato de concessão,
valor correspondente a até 2,5% (dois inteiros e cinco décimos por cento) da
receita anual que auferir, cabendo à ANEEL calcular e divulgar, com relação a
cada produtor independente, o valor anual pelo uso de bem público.
Até 31 de dezembro de 2002, os recursos arrecadados a título de
pagamento pelo uso de bem público, seriam destinados de forma idêntica à
prevista na legislação para os recursos da Reserva Global de Reversão - RGR.
Aos produtores independentes caberia depositar, mensalmente, até o dia
quinze do mês seguinte ao de competência, em agência do Banco do Brasil S/A,
as parcelas duodecimais do valor anual devido pelo uso do bem público na conta
corrente da Centrais Elétricas Brasileiras S/A - ELETROBRÁS - Uso de Bem
Público - UBP.
À ELETROBRÁS caberia destinar os recursos da conta UBP, e ainda,
proceder a sua correção periódica, de acordo com os índices de correção que
forem indicados pela ANEEL e creditar a essa conta juros de 5% (cinco por cento)
ao ano sobre o montante corrigido dos recursos. Os rendimentos dos recursos não
utilizados reverterão, também, à conta UBP.
Após 31 de dezembro de 2002, e enquanto não esgotado o prazo de cinco
anos estipulado, os produtores independentes de que trata este artigo deveriam
recolher diretamente ao Tesouro Nacional o valor anual devido pelo uso de bem
público.
Decorrido o prazo de cinco anos previsto, caso ainda houvessem fluxos de
energia comercializados nas condições de transição, a ANEEL procederia à
revisão das tarifas relativas a esses fluxos, para que os consumidores cativos
fossem beneficiados pela redução do custo do produtor independente. Esse
63
encargo não elidia as obrigações de pagamento da taxa de fiscalização nem da
compensação financeira.
Determina que a cota anual da Reserva Global de Reversão - RGR ficaria
extinta ao final do exercício de 2002, devendo a ANEEL proceder a revisão
tarifária de modo a que os consumidores fossem beneficiados pela extinção do
encargo e que, a compra e venda de energia elétrica entre concessionários ou
autorizados, deveria ser contratada separadamente do acesso e uso dos sistemas de
transmissão e distribuição. No entanto, a Lei nº. 10.438/02 prorrogou a RGR até
2010.
Coube a ANEEL regular as tarifas e estabelecer as condições gerais de
contratação do acesso e uso dos sistemas de transmissão e de distribuição de
energia elétrica por concessionário, permissionário e autorizado, bem como pelos
consumidores livres.
Em seu artigo 10, estabeleceu que passaria a ser de livre negociação a
compra e venda de energia elétrica entre concessionários, permissionários e
autorizados, observados os seguintes prazos e demais condições de transição:
I - nos anos de 1998 a 2002, deveriam ser contratados os seguintes
montantes de energia e de demanda de potência:
a) durante o ano de 1998, os montantes definidos e atualizados pelo
Grupo Coordenador para Operação Interligada - GCOI e, na falta destes, os
montantes acordados entre as partes;
b) durante os anos de 1999, 2000 e 2001, os respectivos montantes de
energia já definidos pelo Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas
Elétricos - GCPS, nos Planos Decenais de Expansão 1996/2005, 1997/2006 e
1998/2007, que seriam atualizados e complementados com a definição dos
respectivos montantes de demanda de potência pelo GCOI e referendados pelo
Comitê Coordenador de Operações Norte/Nordeste - CCON, para o sistema
elétrico interligado Norte/Nordeste;
c) durante o ano de 2002, os mesmos montantes definidos para o ano de
2001, de acordo com disposto anteriormente;
64
II – a partir de 2003, os montantes de energia e de demanda de potência
referidos em sua alínea "c", deveriam ser contratados com redução gradual à razão
de 25% (vinte e cinco por cento) do montante referente ao ano de 2002.
Caberia a ANEEL homologar os montantes de energia e demanda de
potência de que tratam os itens I e II e regular as tarifas correspondentes além de
estabelecer os critérios que limitassem eventuais repasses do custo da compra de
energia elétrica entre concessionários e autorizados para as tarifas de
fornecimento aplicáveis aos consumidores cativos, com vistas a garantir sua
modicidade.
Essas disposições não se aplicavam à comercialização de energia elétrica
gerada pela Itaipu Binacional e pela Eletrobrás Termonuclear S/A - Eletronuclear.
Durante esse período de transição, o exercício da opção pelos
consumidores que pudessem se tornar livres facultaria às concessionárias,
permissionárias e autorizadas rever, na mesma proporção, seus contratos de
compra de energia elétrica.
A Lei nº. 10.438/02, inseriu parágrafo estabelecendo que a livre
negociação não se aplicava ao suprimento de energia elétrica à concessionária e
permissionária de serviço público com mercado próprio inferior a 300 GWh/ano,
cujas condições, prazos e tarifas continuariam a ser regulamentadas pela ANEEL.
Posteriormente, a Lei nº. 10.848/04 alterou o montante para 500 GWh/ano,
mantidas as demais disposições.
As usinas termelétricas, situadas nas regiões abrangidas pelos sistemas
elétricos interligados, que iniciassem sua operação a partir de 6 de fevereiro de
1998, não fariam jus aos benefícios da sistemática de rateio de ônus e vantagens
decorrentes do consumo de combustíveis fósseis para a geração de energia
elétrica.
Ficou mantida temporariamente a aplicação da sistemática de rateio de
ônus e vantagens, referida neste artigo, para as usinas termelétricas situadas nas
regiões abrangidas pelos sistemas elétricos interligados, em operação em 6 de
fevereiro de 1998, na forma a ser regulamentada pela ANEEL, observando-se os
65
seguintes prazos e demais condições de transição, tendo esta redação sido dada
pela Lei nº. 10.438/02:
a) no período de 1998 a 2002, a sistemática de rateio de ônus e
vantagens referida neste artigo, será aplicada integralmente para as usinas
termelétricas objeto deste parágrafo;
b) no período contínuo de três anos subseqüente ao ano de 2002, o
reembolso do custo do consumo dos combustíveis utilizados pelas usinas, seria
reduzido até sua extinção, conforme percentuais fixados pela ANEEL;
c) a manutenção temporária do rateio de ônus e vantagens, no caso de
usinas termelétricas a carvão mineral, aplicar-se-ia exclusivamente àquelas que
utilizassem apenas produto de origem nacional.
Excepcionalmente, o Poder Executivo poderia aplicar a sistemática
prevista anteriormente, sob os mesmos critérios de prazo e redução ali fixados, a
vigorar a partir da entrada em operação de usinas termelétricas situadas nas
regiões abrangidas pelos sistemas elétricos interligados, desde que as respectivas
concessões ou autorizações estivessem em vigor na data de publicação desta Lei
ou, se extintas, viessem ser objeto de nova outorga.
Foi mantida, pelo prazo de 20 (vinte) anos, a partir da publicação desta
Lei, a aplicação da sistemática de rateio do custo de consumo de combustíveis
para geração de energia elétrica nos sistemas isolados, estabelecida pela Lei no
8.631/93, na forma a ser regulamentada pela ANEEL, a qual deverá conter
mecanismos que induzam à eficiência econômica e energética, à valorização do
meio ambiente e à utilização de recursos energéticos locais, visando atingir a
sustentabilidade econômica da geração de energia elétrica nestes sistemas, ao
término do prazo estabelecido, tendo esta redação sido dada pela Lei nº. 10.438/02
Respeitado o prazo anteriormente citado, sub-rogar-se-á no direito de
usufruir da sistemática ali referida, pelo prazo e forma a serem regulamentados
pela ANEEL, o titular de concessão ou autorização para, sendo esta redação dada
pela Lei nº. 10.438/02:
I - aproveitamento hidrelétrico de PCH ou a geração de energia elétrica a
partir de fontes eólica, solar, biomassa e gás natural, que venha a ser implantado
66
em sistema elétrico isolado e substitua a geração termelétrica que utilize derivado
de petróleo ou desloque sua operação para atender ao incremento do mercado,
sendo esta redação incluída pela Lei nº. 10.438/02;
II - empreendimento que promova a redução do dispêndio atual ou futuro
da conta de consumo de combustíveis dos sistemas elétricos isolados, sendo esta
redação incluída pela Lei nº. 10.438/02;
III - aproveitamento hidrelétrico com potência maior que 30.000 kW,
concessão já outorgada, a ser implantado inteiramente em sistema elétrico isolado
e substitua a geração termelétrica que utiliza derivados de petróleo, com sub-
rogação limitada a, no máximo, 75% (setenta e cinco por cento) do valor do
empreendimento e até que a quantidade de aproveitamento sub-rogado atinja um
total de 120 (cento e vinte) MW médios, podendo efetuar a venda da energia
gerada para concessionários de serviço público de energia elétrica, sendo esta
redação alterada pela Lei nº. 10.848/04.
A Lei nº. 10.438/02 inclui ainda disposição de que o direito adquirido à
sub-rogação independe das alterações futuras da configuração do sistema isolado,
inclusive sua interligação a outros sistemas ou a decorrente de implantação de
outras fontes de geração.
Respeitada a livre negociação entre os agentes, as transações de compra e
venda de energia elétrica nos sistemas elétricos interligados, seriam realizadas no
âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, instituído mediante
Acordo de Mercado a ser firmado entre os interessados, cabendo a ANEEL definir
as regras de participação no MAE, bem como os mecanismos de proteção aos
consumidores.
A compra e venda de energia elétrica que não fosse objeto de contrato
bilateral, seria realizada a preços determinados conforme as regras do Acordo de
Mercado, que deveria ser submetido à homologação da ANEEL, estabeleceria as
regras comerciais e os critérios de rateio dos custos administrativos de suas
atividades, bem assim a forma de solução das eventuais divergências entre os
agentes integrantes, sem prejuízo da competência da Agência para dirimir os
impasses.
67
Essas disposições foram revogadas pela Lei nº. 10.433/02.
As atividades de coordenação e controle da operação da geração e da
transmissão de energia elétrica, integrantes do Sistema Interligado Nacional - SIN,
serão executadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, pessoa
jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, mediante autorização do poder
concedente, fiscalizado e regulado pela ANEEL, a ser integrado por titulares de
concessão, permissão ou autorização e consumidores livres e que sejam
conectados à rede básica, sendo esta redação dada pela Lei nº. 10.848/04.
Sem prejuízo de outras funções que lhe fossem atribuídas em contratos
específicos celebrados com os agentes do setor elétrico, constituiriam atribuições
do Operador Nacional do Sistema Elétrico, sendo esta redação dada pela Lei nº.
10.848/04:
a) o planejamento e a programação da operação e o despacho
centralizado da geração, com vistas à otimização dos sistemas eletroenergéticos
interligados;
b) a supervisão e coordenação dos centros de operação de sistemas
elétricos;
c) a supervisão e controle da operação dos sistemas eletroenergéticos
nacionais interligados e das interligações internacionais;
d) a contratação e administração de serviços de transmissão de energia
elétrica e respectivas condições de acesso, bem como dos serviços ancilares;
e) propor ao poder concedente as ampliações das instalações da rede
básica, bem como os reforços dos sistemas existentes, a serem considerados no
planejamento da expansão dos sistemas de transmissão, sendo esta redação dada
pela Lei nº. 10.848/04;
f) propor regras para a operação das instalações de transmissão da rede
básica do SIN, a serem aprovadas pela ANEEL, sendo esta redação dada pela Lei
nº. 10.848/04.
68
Cabe ao poder concedente definir as regras de organização do ONS e
implementar os procedimentos necessários ao seu funcionamento, sendo esta
redação dada pela Lei nº. 10.848/04.
O ONS será dirigido por 1 (um) Diretor-Geral e 4 (quatro) Diretores, em
regime de colegiado, sendo 3 (três) indicados pelo poder concedente, incluindo o
Diretor-Geral, e 2 (dois) pelos agentes, com mandatos de 4 (quatro) anos, não
coincidentes, permitida uma única recondução, sendo esta redação dada pela Lei
nº. 10.848/04.
A exoneração imotivada de dirigente do ONS somente poderá ser efetuada
nos 4 (quatro) meses iniciais do mandato, findos os quais é assegurado seu pleno e
integral exercício, sendo esta redação dada pela Lei nº. 10.848/04.
Constitui motivo para a exoneração de dirigente do ONS, em qualquer
época, a condenação em ação penal transitada em julgado, sendo esta redação
dada pela Lei nº. 10.848/04.
O Conselho de Administração do ONS será integrado, entre outros, por
representantes dos agentes setoriais de cada uma das categorias de Geração,
Transmissão e Distribuição, sendo esta redação dada pela Lei nº. 10.848/04.
Após a constituição do Operador Nacional do Sistema Elétrico, a ele
seriam progressivamente transferidas as atividades e atribuições exercidas pelo
Grupo Coordenador para Operação Interligada - GCOI, criado pela Lei nº. 5.899,
de 1973, e a parte correspondente desenvolvida pelo Comitê Coordenador de
Operações do Norte/Nordeste - CCON.
A ELETROBRÁS e suas subsidiárias foram autorizadas a transferir ao
Operador Nacional do Sistema Elétrico, nas condições que fossem aprovadas pelo
Ministro de Estado de Minas e Energia, os ativos constitutivos do Centro
Nacional de Operação do Sistema - CNOS e dos Centros de Operação do Sistema
- COS, bem como os demais bens vinculados à coordenação da operação do
sistema elétrico, e essa transferência de atribuições deveria estar ultimada no
prazo de nove meses, a contar da constituição do Operador Nacional do Sistema
Elétrico, quando ficará extinto o GCOI.
69
Alterou o art. 15º da Lei nº. 3.890-A/61, que passou a vigorar com a
seguinte redação:
"art. 15º A ELETROBRÁS operará diretamente ou por intermédio de
subsidiárias ou empresas a que se associar, para cumprimento de seu objeto social.
Parágrafo único. A ELETROBRÁS poderá, diretamente, aportar recursos,
sob a forma de participação minoritária, em empresas ou consórcios de empresas
titulares de concessão para geração ou transmissão de energia elétrica, bem como
nas que eles criarem para a consecução do seu objeto, podendo, ainda, prestar-lhes
fiança."
A compensação financeira pela utilização de recursos hídricos de que trata
a Lei nº. 7.990/89, será de seis inteiros e setenta e cinco centésimos por cento
sobre o valor da energia elétrica produzida, a ser paga por titular de concessão ou
autorização para exploração de potencial hidráulico aos Estados, ao Distrito
Federal e aos Municípios em cujos territórios se localizarem instalações
destinadas à produção de energia elétrica, ou que tenham áreas invadidas por
águas dos respectivos reservatórios, e a órgãos da administração direta da União.
A distribuição da compensação financeira será:
I – seis por cento do valor da energia produzida serão distribuídos entre os
Estados, Municípios e órgãos da administração direta da União, nos termos do art.
1º da Lei nº. 8.001, de 13 de março de 1990;
II – setenta e cinco centésimos por cento do valor da energia produzida
serão destinados ao Ministério do Meio Ambiente, para aplicação na
implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos e do Sistema Nacional
de Gerenciamento de Recursos Hídricos, nos termos do art. 22º da Lei nº. 9.433,
de 8 de janeiro de 1997, e do disposto nesta lei.
A parcela a que se refere o item II constitui pagamento pelo uso de
recursos hídricos e será aplicada nos termos do art. 22º da Lei nº. 9.433, de 1997.
Estas redações foram dadas pela Lei nº. 9.984/00, que criou a Agência
Nacional de Águas – ANA.
70
2.2.14
A regulamentação do MAE e do ONS - decreto Nº. 2.655, de 2 de
Julho de 1998
O Decreto nº. 2.655, de 2 de julho de 1998 regulamentou Mercado
Atacadista de Energia Elétrica – MAE e definiu as regras de organização do
Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, de que trata a Lei nº. 9.648, de 27
de maio de 1998, dentre outras providências.
2.2.15
O aumento da oferta de energia emergencial, a recomposição
tarifária extraordinária, o programa de incentivo a fontes alternativas,
a conta de desenvolvimento energético e a universalização dos
serviços de energia elétrica - lei nº. 10.438, de 26 de abril de 2002
A Lei nº. 10.438, de 26 de abril de 2002, dispôs sobre a expansão da oferta
de energia elétrica emergencial, a recomposição tarifária extraordinária, criou o
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA e a
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
Dispôs também, sobre a universalização do serviço público de energia
elétrica e deu nova redação às Leis nº. 9.427, de 26 de dezembro de 1996, nº.
9.648, de 27 de maio de 1998, nº. 3.890-A, de 25 de abril de 1961, nº. 5.655, de
20 de maio de 1971, nº. 5.899, de 5 de julho de 1973, nº. 9.991, de 24 de julho de
2000, dentre providências.
Estabeleceu que os custos, inclusive de natureza operacional, tributária e
administrativa, relativos à aquisição de energia elétrica (kWh) e à contratação de
capacidade de geração ou potência (kW) pela Comercializadora Brasileira de
Energia Emergencial - CBEE seriam rateados entre todas as classes de
consumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Nacional Interligado,
proporcionalmente ao consumo individual verificado, mediante adicional tarifário
específico, segundo regulamentação a ser estabelecida pela Agência Nacional de
Energia Elétrica - ANEEL.
71
O rateio dos custos relativos à contratação de capacidade de geração ou
potência (kW) não seria aplicável ao consumidor integrante da Subclasse
Residencial Baixa Renda, assim considerado aquele que, atendido por circuito
monofásico, tenha consumo mensal inferior a 80 kWh/mês ou cujo consumo
situe-se entre 80 e 220 kWh/mês, neste caso desde que observe o máximo regional
compreendido na faixa e não seja excluído da subclasse por outros critérios de
enquadramento a serem definidos pela ANEEL, enquanto que o rateio dos custos
relativos à aquisição de energia elétrica (kWh) não se aplicaria ao consumidor
cujo consumo mensal seja inferior a 350 kWh integrante da Classe Residencial e
700 kWh integrante da Classe Rural.
Os resultados financeiros obtidos pela CBEE seriam destinados à redução
dos custos a serem rateados entre os consumidores, e até a efetiva liquidação das
operações do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, ficava autorizada a
aquisição de energia elétrica e de recebíveis do MAE, bem como a contratação de
capacidade pela Comercializadora, como instrumentos do Programa Prioritário de
Termeletricidade - PPT, na forma estabelecida em ato do Poder Executivo.
A regulamentação pela ANEEL, referente aos consumidores com faixa de
consumo mensal entre 80 e 220 kWh, deveria ser publicada no prazo de até 180
(cento e oitenta) dias e, ultrapassado este prazo sem regulamentação, seria
estendido a eles também o critério de enquadramento baseado exclusivamente no
consumo mensal, e durante esse prazo, ficaria mantido o enquadramento
eventualmente já existente e aplicável, em cada Região ou Concessionária, aos
consumidores com faixa de consumo mensal entre 80 e 220 kWh.
A Parcela das despesas com a compra de energia no âmbito do MAE,
realizadas pelas concessionárias, permissionárias e autorizadas de geração e de
distribuição até dezembro de 2002, decorrentes da redução da geração de energia
elétrica nas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE
e consideradas nos denominados contratos iniciais e equivalentes, seria repassada
aos consumidores atendidos pelo Sistema Elétrico Interligado Nacional, na forma
estabelecida por resolução da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica –
GCE ou, extinta esta, da ANEEL.
72
As despesas não alcançadas pelo disposto anteriormente deveriam ser
objeto de transação entre os signatários dos denominados contratos iniciais e
equivalentes, observada a disciplina constante de resolução da ANEEL.
Do valor global adquirido, a parcela a ser rateada, mensalmente divulgada
pela ANEEL, será calculada pela diferença entre o preço da energia no âmbito do
MAE e o valor de R$ 0,04926/kWh.
Instituiu o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica - PROINFA, com o objetivo de aumentar a participação da energia
elétrica produzida por empreendimentos de Produtores Independentes
Autônomos, concebidos com base em fontes eólica, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, no Sistema Elétrico Interligado Nacional mediante os
seguintes procedimentos:
I – na primeira etapa do programa:
a) os contratos seriam celebrados pelas Centrais Elétricas Brasileiras
S.A. – ELETROBRÁS até 30 de junho de 2004, para a implantação de 3.300 (três
mil e trezentos) MW de capacidade, em instalações de produção com início de
funcionamento previsto para até 30 de dezembro de 2008, assegurando a compra
da energia a ser produzida no prazo de 20 (vinte) anos, a partir da data de entrada
em operação definida no contrato, observados os valores e pisos a seguir
definidos, sendo esta redação dada pela Lei nº. 11.075/04;
b) a contratação referida anteriormente deverá ser distribuída
igualmente, em termos de capacidade instalada, por cada uma das fontes
participantes do programa e a aquisição da energia será feita pelo valor econômico
correspondente à tecnologia específica de cada fonte, valor este a ser definido pelo
Poder Executivo, mas tendo como pisos cinqüenta por cento, setenta por cento e
noventa por cento da tarifa média nacional de fornecimento ao consumidor final
dos últimos doze meses, para a produção concebida a partir de biomassa,
pequenas centrais hidrelétricas e energia eólica, respectivamente, sendo esta
redação dada pela Lei nº. 10.762/03;
c) o valor pago pela energia elétrica adquirida, os custos administrativos,
financeiros e encargos tributários incorridos pela ELETROBRÁS na contratação,
73
serão rateados, após prévia exclusão da Subclasse Residencial Baixa Renda cujo
consumo seja igual ou inferior a 80kWh/mês, entre todas as classes de
consumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Interligado Nacional,
proporcionalmente ao consumo verificado, sendo esta redação dada pela Lei nº.
10.762/03;
d) a contratação das instalações, far-se-á mediante Chamada Pública para
conhecimento dos interessados, considerando, no conjunto de cada fonte
específica, daquelas habilitadas, primeiramente as que tiverem as Licenças
Ambientais de Instalação – LI – mais antigas, prevalecendo, em cada instalação, a
data de emissão da primeira LI, caso tenha ocorrido prorrogação ou nova emissão,
limitando-se a contratação por Estado a vinte por cento das fontes eólica e
biomassa e quinze por cento da Pequena Central Hidrelétrica – PCH, sendo esta
redação dada pela Lei nº. 10.762/03;
e) concluído o processo de Chamada Pública sem a contratação do total
previsto por fonte e existindo ainda empreendimentos com Licença Ambiental de
Instalação – LI – válidas, o saldo remanescente por fonte será distribuído entre os
Estados de localização desses empreendimentos, na proporção da oferta em kW
(quilowatt), reaplicando-se o critério de antigüidade da LI até a contratação do
total previsto por fonte, sendo esta redação dada pela Lei nº. 10.762/03;
f) será admitida a participação direta de fabricantes de equipamentos de
geração, sua controlada, coligada ou controladora na constituição do Produtor
Independente Autônomo, desde que o índice de nacionalização dos equipamentos
e serviços seja, na primeira etapa, de, no mínimo sessenta por cento em valor e, na
segunda etapa, de, no mínimo, noventa por cento em valor, sendo esta redação
dada pela Lei nº. 10.762/03;
g) fica a ELETROBRÁS autorizada, no caso da não contratação
mediante Chamada Pública e antiguidade da LI, pela insuficiência de projetos
habilitados, a celebrar contratos por fonte até 28 de dezembro de 2004, da
diferença entre os 1.100 (mil e cem) MW e a capacidade contratada por fonte,
seguindo os mesmos critérios adotados para o primeiro caso, sendo esta redação
dada pela Lei nº. 11.075/04;
74
h) no caso das metas estipuladas para cada uma das fontes não terem
sido atingidas caberá à ELETROBRÁS contratar imediatamente as quotas
remanescentes de potência entre os projetos habilitados nas demais fontes,
seguindo o critério de antigüidade da Licença Ambiental de Instalação, sendo esta
redação dada pela Lei nº. 10.762/03;
II - na segunda etapa do programa:
a) atingida a meta de 3.300 MW, o desenvolvimento do Programa será
realizado de forma que as fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e
biomassa atendam a 10% (dez por cento) do consumo anual de energia elétrica no
País, objetivo a ser alcançado em até 20 (vinte) anos, aí incorporados o prazo e os
resultados da primeira etapa;
b) os contratos serão celebrados pela ELETROBRÁS, com prazo de
duração de vinte anos e preço equivalente ao valor econômico correspondente à
geração de energia competitiva, definida como o custo médio ponderado de
geração de novos aproveitamentos hidráulicos com potência superior a 30.000 kW
e centrais termelétricas a gás natural, calculado pelo Poder Executivo, sendo esta
redação dada pela Lei nº. 10.762/03;
c) a aquisição far-se-á mediante programação anual de compra da
energia elétrica de cada produtor, de forma que as referidas fontes atendam o
mínimo de 15% (quinze por cento) do incremento anual da energia elétrica a ser
fornecida ao mercado consumidor nacional, compensando-se os desvios
verificados entre o previsto e realizado de cada exercício, no subseqüente;
d) o produtor de energia alternativa fará jus a um crédito complementar,
calculado pela diferença entre o valor econômico correspondente à tecnologia
específica de cada fonte, valor este a ser definido pelo Poder Executivo, e o valor
recebido da ELETROBRÁS, para produção concebida a partir de biomassa,
pequena central hidrelétrica e eólica, sendo esta redação dada pela Lei nº.
10.762/03;
e) até o dia 30 de janeiro de cada exercício, os produtores emitirão um
Certificado de Energia Renovável – CER, em que conste, no mínimo, a
qualificação jurídica do agente produtor, o tipo da fonte de energia primária
75
utilizada e a quantidade de energia elétrica efetivamente comercializada no
exercício anterior, a ser apresentado a ANEEL para fiscalização e controle das
metas anuais;
f) o Poder Executivo regulamentará os procedimentos e a Eletrobrás
diligenciará no sentido de que a satisfação dos créditos complementares de que
trata a alínea d não ultrapasse 30 (trinta) dias da requisição de pagamento feita
pelo agente produtor;
g) na ordenação da contratação, que será precedida de Chamada Pública
para conhecimento dos interessados, a Eletrobrás aplicará os critérios da primeira
etapa, observando, ainda, o prazo mínimo de 24 (vinte e quatro) meses entre a
assinatura do contrato e o início de funcionamento das instalações;
h) a contratação deverá ser distribuída igualmente, em termos de
capacidade instalada, por cada uma das fontes participantes do Programa,
podendo o Poder Executivo, a cada 5 (cinco) anos de implantação dessa Segunda
Etapa, transferir para as outras fontes o saldo de capacidade de qualquer uma
delas, não contratada por motivo de falta de oferta dos agentes interessados;
i) o valor pago pela energia elétrica adquirida na forma deste inciso II, os
custos administrativos, financeiros e os encargos tributários incorridos pela
ELETROBRÁS na contratação, serão rateados, após prévia exclusão da Subclasse
Residencial Baixa Renda cujo consumo seja igual ou inferior a 80kWh/mês, entre
todas as classes de consumidores finais atendidos pelo Sistema Elétrico
Interligado Nacional, proporcionalmente ao consumo verificado, sendo esta
redação dada pela Lei nº. 10.762/03.
O Produtor Independente é Autônomo quando sua sociedade, não sendo
ela própria concessionária de qualquer espécie, não é controlada ou coligada de
concessionária de serviço público ou de uso do bem público de geração,
transmissão ou distribuição de energia elétrica, nem de seus controladores ou de
outra sociedade controlada ou coligada com o controlador comum, sendo esta
redação dada pela Lei nº. 10.762/03.
Poderá o Poder Executivo autorizar à ELETROBRÁS realizar
contratações com Produtores Independentes que não atendam esses requisitos,
76
desde que o total contratado não ultrapasse a vinte e cinco por cento da
programação anual e dessas contratações não resulte preterição de oferta de
Produtor Independente Autônomo, observando-se, no caso da energia eólica, que
na primeira etapa do Programa o total das contratações seja distribuído igualmente
entre Autônomos e não Autônomos, sendo esta redação dada pela Lei nº.
10.762/03.
Caberá ao Ministério de Minas Energia a elaboração de Guia de
Habilitação por fonte, consignando as informações complementares às Licenças
Ambientais de Instalação, necessárias à participação no PROINFA, sendo esta
redação dada pela Lei nº. 10.762/03.
Somente poderão participar da Chamada Pública, Produtores que
comprovem um grau de nacionalização dos equipamentos e serviços de, no
mínimo, sessenta por cento, na primeira etapa e noventa por cento na segunda
etapa, em cada empreendimento, sendo esta redação dada pela Lei nº. 10.762/03.
As concessionárias, permissionárias e o Operador Nacional do Sistema -
ONS emitirão documento conclusivo relativo ao processo de acesso aos sistemas
de transmissão e distribuição, conforme Procedimentos de Rede, no prazo
máximo de trinta dias após a contratação do empreendimento pela
ELETROBRÁS, cabendo a ANEEL diligenciar no sentido de garantir o livre
acesso do empreendimento contratado pelo critério de mínimo custo global de
interligação e reforços nas redes, decidindo eventuais divergências e observando
os prazos de início de funcionamento das centrais geradoras estabelecidos, sendo
esta redação dada pela Lei nº. 10.762/03.
Nos termos dessa lei, coube a ANEEL proceder à recomposição tarifária
extraordinária prevista no art. 28º da Medida Provisória nº. 2.198-5, de 24 de
agosto de 2001, sem prejuízo do reajuste tarifário anual previsto nos contratos de
concessão de serviços públicos de distribuição de energia elétrica.
A recomposição tarifária extraordinária citada será implementada por meio
de aplicação às tarifas de fornecimento de energia elétrica, pelo prazo e valor
máximos a serem divulgados por concessionária, em ato da ANEEL a ser
publicado até 30 de agosto de 2002, dos índices de até 2,9% (dois vírgula nove
77
por cento), para os consumidores integrantes das Classes Residencial, Rural e
iluminação pública e até 7,9% (sete vírgula nove por cento), para os demais
consumidores, não sendo esses índices aplicados aos consumidores da classe
baixa renda.
Determina que a recomposição tarifária extraordinária será aplicada tão
somente às áreas do Sistema Elétrico Interligado Nacional sujeitas, por disposição
expressa de Resolução da GCE, ao Programa Emergencial de Redução do
Consumo de Energia Elétrica – PERCEE.
A recomposição tarifária extraordinária não constitui garantia de receita
bruta nem de remuneração mínima às concessionárias e permissionárias, devendo
para tanto se abater do montante a recompor eventuais reduções de custos que, a
critério da ANEEL, comprovadamente não se refiram a ganhos de produtividade
alheios ao PERCEE ou a eventuais postergações de custos em função de restrições
financeiras advindas da redução de receita, bem como deduzir ainda os efeitos
estimados da expectativa de redução da atividade econômica sobre o consumo de
energia elétrica.
O processo especial da recomposição tarifária extraordinária prevista será
realizado uma única vez, não constituindo, em hipótese alguma, instrumento
permanente de alteração de tarifa normal nem parcela componente das tarifas
normais para fins de futuros reajustes ou revisões tarifárias.
Ainda, que a prática pelos interessados dos atos não acarretará ônus,
encargos, responsabilidades, desembolsos, pagamentos ou custos, de qualquer
natureza, para o poder concedente.
Autorizou o registro dos recebíveis da recomposição tarifária em sistema
centralizado de liquidação e custódia autorizado pelo órgão federal competente, e
estabeleceu que os prazos e os valores máximos por concessionária a serem
divulgados não poderão ser ampliados e a sua não divulgação implicará a imediata
suspensão da cobrança da recomposição tarifária devendo a média ponderada dos
prazos referidos não exceder a 72 (setenta e dois) meses.
Ao Poder Executivo foi facultado ajustar a forma de incidência e cobrança
da recomposição tarifária extraordinária dos consumidores industriais que
78
celebrarem contratos, visando a manutenção dos princípios e práticas
concorrenciais.
O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES,
por solicitação da GCE, instituirá programa, com caráter emergencial e
excepcional, de apoio a concessionárias de serviços públicos de distribuição,
geração e produtores independentes de energia elétrica, signatários dos contratos
iniciais e equivalentes, assim reconhecidos em resolução da ANEEL. Caso
instituído, o Programa observará as diretrizes fixadas pela GCE, sendo as demais
condições estabelecidas pelo BNDES.
Fica autorizada a instituição de programa de financiamento destinado a
suprir insuficiência de recursos a ser recuperada, de acordo com diretrizes fixadas
em ato da GCE.
Fica autorizada a concessão de financiamentos incluídos nos programas de
que trata este artigo ou de acesso a operações de efeito financeiro equivalente a
entidades cujo controle acionário pertença a pessoas jurídicas de direito público
interno ou a suas subsidiárias ou controladas.
O mecanismo de que trata a MP nº. 2.227/01, deverá conferir, mediante a
incorporação dos efeitos financeiros, tratamento isonômico às variações,
verificadas em todo o exercício de 2001, de valores de itens da "Parcela A"
previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica,
desconsiderando, para os fins deste artigo, variações daqueles itens eventualmente
ocorridas até 31 de dezembro de 2000.
Fica a União autorizada a emitir títulos da Dívida Pública Federal, com
características a serem definidas pelo Ministro de Estado da Fazenda, diretamente
à CBEE, para dar cumprimento ao na MP nº. 2.209/01, os quais serão mantidos
como garantia das operações que venham a ser contratadas por aquela Empresa.
Fica autorizada a CBEE a contratar a Caixa Econômica Federal - CAIXA
como agente financeiro da operação.
Fica a União autorizada, a critério do Ministério da Fazenda, a prestar
garantia nas operações realizadas ao amparo do art. 49º da Medida Provisória nº.
2.181-45/01, e nas operações de permuta, aquisição ou venda de créditos que
79
vierem a ser celebradas entre o BNDES e as empresas estatais do setor elétrico,
observado o disposto no art. 40º da Lei Complementar nº. 101/00.
Fica criada a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, visando o
desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia produzida
a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e
carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território
nacional e garantir recursos para atendimento à subvenção econômica destinada à
modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais
integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda, devendo seus recursos se
destinar às seguintes utilizações, tendo esta redação sido dada pela Lei nº.
10.762/03:
I - para a cobertura do custo de combustível de empreendimentos
termelétricos que utilizem apenas carvão mineral nacional, em operação até 6 de
fevereiro de 1998, e de usinas enquadradas no § 2º do art. 11º da Lei nº. 9.648, de
27 de maio de 1998, situados nas regiões abrangidas pelos sistemas elétricos
interligados e do custo das instalações de transporte de gás natural a serem
implantados para os Estados onde, até o final de 2002, não exista o fornecimento
de gás natural canalizado, observadas as seguintes limitações:
a) no pagamento do custo das instalações de transporte de gás natural,
devem ser deduzidos os valores que forem pagos a título de aplicação do § 7º
deste artigo;
b) para garantir até cem por cento do valor do combustível ao seu
correspondente produtor, incluído o valor do combustível secundário necessário
para assegurar a operação da usina, mantida a obrigatoriedade de compra mínima
de combustível estipulada nos contratos vigentes na data de publicação desta lei, a
partir de 1º de janeiro de 2004, destinado às usinas termelétricas a carvão mineral
nacional, desde que estas participem da otimização dos sistemas elétricos
interligados, compensando-se, os valores a serem recebidos a título da sistemática
de rateio de ônus e vantagens para as usinas termelétricas de que tratam os § 1º e
2º do art. 11º da Lei nº. 9.648, de 27 de maio de 1998, podendo a ANEEL ajustar
o percentual do reembolso ao gerador, segundo critérios que considerem sua
80
rentabilidade competitiva e preservem o atual nível de produção da indústria
produtora do combustível, tendo esta redação sido dada pela Lei nº. 10.762/03;
II - para pagamento ao agente produtor de energia elétrica a partir de
fontes eólica, térmicas a gás natural, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas,
cujos empreendimentos entrem em operação a partir da publicação desta lei, da
diferença entre o valor econômico correspondente à tecnologia específica de cada
fonte e o valor econômico correspondente a energia competitiva, quando a compra
e venda se fizer com consumidor final;
III - para pagamento do crédito de que trata a alínea d do inciso II do art.
3º da Lei;
IV - até 15% (quinze por cento) do montante previsto no § 2º, para
pagamento da diferença entre o valor econômico correspondente à geração
termelétrica a carvão mineral nacional que utilize tecnologia limpa, de instalações
que entrarem em operação a partir de 2003, e o valor econômico correspondente a
energia competitiva.
V – para a promoção da universalização do serviço de energia elétrica em
todo o território nacional e para garantir recursos à subvenção econômica
destinada à modicidade tarifária para a subclasse baixa renda, assegurado, nos
anos de 2004, 2005, 2006, 2007 e 2008 percentuais mínimos da receita anual da
CDE de quinze por cento, dezessete por cento, vinte por cento, vinte e cinco por
cento e trinta por cento, respectivamente, para utilização na instalação de
transporte de gás natural previsto no inciso I deste artigo, tendo esta redação sido
dada pela Lei nº. 10.762/03.
Os recursos da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE serão
provenientes dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, das
multas aplicadas pela ANEEL a concessionários, permissionários e autorizados e,
a partir de 2003, das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem
energia com consumidor final, mediante encargo tarifário, a ser incluído a partir
da data de publicação desta lei nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou
de distribuição, tendo esta redação sido dada pela Lei nº. 10.762/03;
81
As quotas anteriormente referidas terão valor idêntico àquelas estipuladas
para o ano de 2001 mediante aplicação do mecanismo estabelecido no § 1º do art.
11º da Lei nº. 9.648, de 27 de maio de 1998, deduzidas em 2003, 2004 e 2005, dos
valores a serem recolhidos a título da sistemática de rateio de ônus e vantagens
para as usinas termelétricas, situadas nas regiões atendidas pelos sistemas elétricos
interligados.
As quotas serão reajustadas anualmente, a partir do ano de 2002, na
proporção do crescimento do mercado de cada agente e, a partir do ano 2004,
também atualizadas monetariamente por índice a ser definido pelo Poder
Executivo, tendo esta redação sido dada pela Lei nº. 10.762/03;
A nenhuma das fontes eólica, biomassa, pequenas centrais hidrelétricas,
gás natural e carvão mineral nacional, poderão ser destinados anualmente recursos
cujo valor total ultrapasse a 30% (trinta por cento) do recolhimento anual da CDE,
condicionando-se o enquadramento de projetos e contratos à prévia verificação,
junto à Eletrobrás, de disponibilidade de recursos.
Os empreendimentos a gás natural referidos e a partir de fontes eólica,
pequenas centrais hidrelétricas e biomassa que iniciarem a operação comercial até
o final de 2006, poderão solicitar que os recursos do CDE sejam antecipados para
os 5 (cinco) primeiros anos de funcionamento, observando-se que o atendimento
do pleito ficará condicionado à existência de saldos positivos em cada exercício
da CDE e a não cumulatividade com os programas PROINFA e PPT.
A CDE terá a duração de 25 (vinte e cinco) anos, será regulamentada pelo
Poder Executivo e movimentada pela Eletrobrás.
Para fins de definição das tarifas de uso dos sistemas de transmissão e
distribuição de energia elétrica, considerar-se-á integrante da rede básica de que
trata o art. 17º da Lei nº. 9.074, de 7 de julho de 1995, as instalações de transporte
de gás natural necessárias ao suprimento de centrais termelétricas nos Estados
onde, até o final de 2002, não exista fornecimento de gás natural canalizado, até o
limite do investimento em subestações e linhas de transmissão equivalentes que
seria necessário construir para transportar, do campo de produção de gás ou da
82
fronteira internacional até a localização da central, a mesma energia que ela é
capaz de produzir no centro de carga, na forma da regulamentação da Aneel.
Os recursos provenientes do pagamento pelo uso de bem público e das
multas impostas aos agentes do Setor serão aplicados, exclusivamente, no
desenvolvimento da universalização do serviço público de energia elétrica,
enquanto requerido, na forma da regulamentação da ANEEL, tendo esta redação
sido dada pela Lei nº. 10.762/03;
O saldo dos recursos da CDE eventualmente não utilizados em cada ano
no custo das instalações de transporte de gás natural será destinado à mesma
utilização no ano seguinte, somando-se à receita anual do exercício, tendo esta
redação sido dada pela Lei nº. 10.762/03.
No estabelecimento das metas de universalização do uso da energia
elétrica, a ANEEL fixará, para cada concessionária e permissionária de serviço
público de distribuição de energia elétrica:
I - áreas, progressivamente crescentes, em torno das redes de distribuição,
no interior das quais o atendimento em tensão inferior a 2,3kV, ainda que
necessária a extensão de rede primária de tensão inferior ou igual a 138kV, e
carga instalada na unidade consumidora de até 50kW, será sem ônus de qualquer
espécie para o solicitante que possuir característica de enquadramento no Grupo
B, excetuado o subgrupo iluminação pública, e que ainda não for atendido com
energia elétrica pela distribuidora local, tendo esta redação sido dada pela Lei nº.
10.762/03;
II - áreas, progressivamente decrescentes, no interior das quais o
atendimento em tensão inferior a 2,3kV, ainda que necessária a extensão de rede
primária de tensão inferior ou igual a 138kV, e carga instalada na unidade
consumidora de até 50kW, poderá ser diferido pela concessionária ou
permissionária para horizontes temporais preestabelecidos pela ANEEL, quando o
solicitante do serviço, que possuir característica de enquadramento no Grupo B,
excetuado o subgrupo iluminação pública, e que ainda não for atendido com
energia elétrica pela distribuidora local, será atendido sem ônus de qualquer
espécie, tendo esta redação sido dada pela Lei nº. 10.762/03.
83
O atendimento dos pedidos de nova ligação ou aumento de carga dos
consumidores que não se enquadram nos termos dos incisos I e II deste artigo,
será realizado à custa da concessionária ou permissionária, conforme regulamento
específico a ser estabelecido pela ANEEL, que deverá ser submetido à Audiência
Pública, tendo esta redação sido dada pela Lei nº. 10.762/03.
É facultado ao consumidor de qualquer classe contribuir para o seu
atendimento, com vistas em compensar a diferença verificada entre o custo total
do atendimento e o limite a ser estabelecido, tendo esta redação sido dada pela Lei
nº. 10.762/03.
Na regulamentação, a ANEEL levará em conta as características da carga
atendida, a rentabilidade do investimento, a capacidade econômica e financeira do
distribuidor local, a preservação da modicidade tarifária e as desigualdades
regionais, tendo esta redação sido dada pela Lei nº. 10.848/04.
Na regulamentação deste artigo, a ANEEL levará em conta, dentre outros
fatores, a taxa de atendimento da concessionária ou permissionária, considerada
no global e desagregada por Município e a capacidade técnica, econômica e
financeira necessárias ao atendimento das metas de universalização, tendo esta
redação sido dada pela Lei nº. 10.848/04.
A ANEEL também estabelecerá procedimentos para que o consumidor
localizado nas áreas progressivamente decrescentes possam antecipar seu
atendimento, financiando ou executando, em parte ou no todo, as obras
necessárias, devendo esse valor lhe ser restituído pela concessionária ou
permissionária após a carência de prazo igual ao que seria necessário para obter
sua ligação sem ônus, tendo esta redação sido dada pela Lei nº. 10.762/03.
Para as áreas atendidas por cooperativas de eletrificação rural serão
consideradas as mesmas metas estabelecidas, quando for o caso, para as
concessionárias ou permissionárias de serviço público de energia elétrica, onde
esteja localizada a respectiva cooperativa de eletrificação rural, conforme
regulamentação da ANEEL, tendo esta redação sido dada pela Lei nº. 10.762/03.
O financiamento, quando realizado por órgãos públicos, inclusive da
administração indireta, a exceção dos aportes a fundo perdido, visando a
84
universalização do serviço, serão igualmente restituídos pela concessionária ou
permissionária, ou se for o caso, cooperativa de eletrificação rural, devendo a
ANEEL disciplinar o prazo de carência quando o fornecimento for em áreas com
prazos de diferimento distintos, tendo esta redação sido dada pela Lei nº.
10.762/03.
O cumprimento das metas de universalização será verificado pela ANEEL,
em periodicidade no máximo igual ao estabelecido nos contratos de concessão
para cada revisão tarifária, devendo os desvios repercutir no resultado da revisão
mediante metodologia a ser publicada
A ANEEL tornará públicas, anualmente, as metas de universalização do
serviço público de energia elétrica, tendo esta redação sido dada pela Lei nº.
10.762/03.
Não fixadas as áreas referidas no prazo de um ano contado da publicação
desta Lei e até que sejam fixadas, a obrigação de as concessionárias e
permissionárias de serviço público de energia elétrica atenderem aos pedidos de
ligação sem qualquer espécie ou tipo de ônus para o solicitante aplicar-se-á a toda
a área concedida ou permitida, tendo esta redação sido dada pela Lei nº.
10.762/03.
A partir de 31 de julho de 2002 e até que entre em vigor a sistemática de
atendimento por área, as concessionárias e permissionárias de serviço público de
energia elétrica atenderão, obrigatoriamente e sem qualquer ônus para o
consumidor, ao pedido de ligação cujo fornecimento possa ser realizado mediante
a extensão de rede em tensão secundária de distribuição, ainda que seja necessário
realizar reforço ou melhoramento na rede primária, tendo esta redação sido dada
pela Lei nº. 10.762/03.
No processo de universalização dos serviços públicos de energia elétrica
no meio rural, serão priorizados os municípios com índice de atendimento aos
domicílios inferior a oitenta e cinco por cento, calculados com base nos dados do
Censo 2000 do IBGE, podendo ser subvencionada parcela dos investimentos com
recurso da Reserva Global de Reversão, instituída pela Lei nº. 5.655, de 20 de
maio de 1971 e da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, de que trata o
85
art. 13º desta lei, nos termos da regulamentação, tendo esta redação sido dada pela
Lei nº. 10.762/03.
O Poder Executivo estabelecerá diretrizes específicas que criem as
condições, os critérios e os procedimentos para a atribuição da subvenção
econômica às concessionárias e permissionárias de serviço público de energia
elétrica e, se for o caso, cooperativas de eletrificação rural e para a fiscalização da
sua aplicação nos municípios beneficiados, tendo esta redação sido dada pela Lei
nº. 10.762/03.
Visando a universalização do serviço público de energia elétrica, a
ANEEL poderá promover licitações para outorga de permissões de serviço
público de energia elétrica, em áreas já concedidas cujos contratos não contenham
cláusula de exclusividade, tendo esta redação sido dada pela Lei nº. 10.762/03.
As licitações poderão ser realizadas, por delegação, pelas Agências de
Serviços Públicos Estaduais conveniadas, mediante a utilização de editais
padronizados elaborados pela ANEEL, inclusive o contrato de adesão, com
observância da Lei nº. 8.987/95, e demais dispositivos legais específicos para o
serviço público de energia elétrica, aplicando-se, no que couber e
subsidiariamente, a Lei nº. 8.666/93.
É facultado à ANEEL adotar a modalidade de tomada de preço, devendo,
neste caso, mediante ações integradas com as Agências de Serviços Públicos
Estaduais conveniadas, promover ampla divulgação visando o cadastramento de
agentes interessados.
A permissionária será contratada para prestar serviço público de energia
elétrica utilizando-se da forma convencional de distribuição, podendo,
simultaneamente, também prestar o serviço mediante associação ou contratação
com agentes detentores de tecnologia ou titulares de autorização para fontes solar,
eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas.
A permissionária contratada na forma deste artigo é permitido realizar o
fornecimento de energia elétrica a todos os consumidores, ligados ou não,
localizados na área permitida, independentemente de carga, tensão e dos prazos de
carência previstos para os consumidores livres.
86
É vedado às concessionárias de serviços públicos de energia elétrica, suas
controladas e seus controladores, em qualquer grau de descendência ou
ascendência, bem como outras sociedades igualmente controladas ou coligadas,
independente do grau de colateralidade, participarem das licitações de que trata
este artigo.
A permissão de serviço público de energia elétrica contratada na forma
deste artigo poderá prever condições e formas de atendimento específicas,
compatíveis com a tecnologia utilizada.
É vedado à concessionária e permissionária de serviço público federal de
energia elétrica, bem como à sua controlada ou coligada, controladora direta ou
indireta e outra sociedade igualmente controlada ou coligada da controladora
comum, explorar o serviço público estadual de gás canalizado, salvo quando o
controlador for pessoa jurídica de direito público interno.
Altera os arts. 3º, 13º, 17º e 26º da Lei nº. 9.427/96 e os arts. 1º, 8º, 10º e
11, da Lei nº. 9.648/98 conforme já citado anteriormente e o art. 4º da Lei nº.
5.899/73 que passa a vigorar com a seguinte redação:
“art. 4º Fica designada a Eletrobrás para a aquisição da totalidade dos
mencionados serviços de eletricidade de Itaipu.”
Parágrafo único. A Eletrobrás será o Agente Comercializador de Energia
de Itaipu, ficando encarregada de realizar a comercialização da totalidade dos
mencionados serviços de eletricidade, nos termos da regulamentação da ANEEL."
(NR)
Estabelece que deverão ser sub-rogados à Eletrobrás os compromissos de
aquisição e repasse às concessionárias de distribuição dos serviços de eletricidade
de Itaipu Binacional firmados por Furnas e Eletrosul, subsidiárias da Eletrobrás,
com as concessionárias de distribuição de energia elétrica.
Estabelece também, que a parcela do resultado da comercialização de
energia de Itaipu será destinada, mediante rateio proporcional ao consumo
individual e crédito do "bônus" nas contas de energia, aos consumidores do
Sistema Elétrico Nacional Interligado integrantes das Classes Residencial e Rural,
87
com consumo mensal inferior a 350 kWh, nos termos de regulamentação do Poder
Executivo.
Autoriza a Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobrás, sociedade de economia
mista, criada pela Lei nº. 2.004/53, a incluir no seu objeto social as atividades
vinculadas à energia.
As concessionárias e autorizadas de geração sob controle federal, estadual
e municipal poderão comercializar energia elétrica na forma prevista nos arts. 1º e
2º da Medida Provisória nº. 144, de 11 de dezembro de 2003, sendo esta redação
dada pela Lei nº. 10.848/04.
A redução dos contratos iniciais de que trata o inciso II do art. 10º da Lei
nº. 9.648/98, não confere direito às concessionárias geradoras a qualquer garantia
tarifária em relação ao montante de energia liberada, sendo esta redação dada pela
Lei nº. 10.848/04.
Os riscos hidrológicos ou de não cumprimento do contrato poderão ser
assumidos pela concessionária geradora vendedora da energia elétrica, sendo esta
redação dada pela Lei nº. 10.848/04, não se aplicando essa disposição a Itaipu
Binacional e à Eletronuclear.
A energia elétrica das concessionárias de geração de serviço público sob
controle societário dos Estados será comercializada de forma a assegurar
publicidade, transparência e igualdade de acesso aos interessados.
As concessionárias de geração anteriormente citadas poderão
comercializar energia elétrica conforme regulamento a ser baixado pelo Poder
Executivo nas seguintes formas, sendo esta redação incluída pela Lei nº.
10.604/02:
I - leilões exclusivos para consumidores finais ou por estes promovidos,
sendo esta redação dada pela Lei nº. 10.848/04.
II - aditamento dos contratos que estejam em vigor na data de publicação
desta Lei, devendo a regulamentação estabelecer data limite e período de transição
para a vigência deste aditivo, sendo esta redação incluída pela Lei nº. 10.604/02;
88
III - outra forma estabelecida na regulamentação, sendo esta redação
incluída pela Lei nº. 10.604/02.
As concessionárias e autorizadas de geração sob controle federal, estadual
ou municipal poderão negociar energia por meio de sendo esta redação dada pela
Lei nº. 10.848/04:
I - leilões previstos no art. 2º da Lei nº. 10.604, de 17 de dezembro de
2002, observado o disposto no art. 30º da lei que resultou da conversão da Medida
Provisória nº. 144, de 11 de dezembro de 2003; ou
II - leilões de ajuste previstos no § 3º do art. 2º da lei que resultou da
conversão da Medida Provisória nº. 144, de 11 de dezembro de 2003.
As concessionárias de geração de serviço público sob controle federal ou
estadual, sob controle privado e os produtores independentes de energia poderão
aditar, observados os critérios de prazo e montantes definidos em regulamentação
específica, os contratos iniciais ou equivalentes que estejam em vigor na data de
publicação desta Lei, não se aplicando, neste caso, a negociação por meio de
leilões e o disposto no inciso II do art. 10º da Lei nº. 9.648/98, sendo esta redação
dada pela Lei nº. 10.848/04.
As concessionárias de geração de serviço público sob controle federal ou
estadual que atuem nos sistemas elétricos isolados poderão firmar contratos de
compra e venda de energia elétrica, por modalidade diversa dos leilões previstos
neste artigo, com o objetivo de contribuir para garantia de suprimento dos Estados
atendidos pelos sistemas isolados, sendo esta redação incluída pela Lei nº.
10.848/04.
A parcela de energia elétrica que não for comercializada nas formas
previstas no art. 27º desta lei poderá ser liquidada no mercado de curto prazo do
CCEE, sendo esta redação dada pela Lei nº. 10.848/04.
Prorroga para 31 de dezembro de 2004 o prazo previsto para a efetiva
entrada em operação comercial das usinas enquadradas no Programa Prioritário de
Termeletricidade e convalida os atos praticados com base na Medida Provisória
nº. 14, de 21 de dezembro de 2001 e estabelece que o Poder Executivo, inclusive
89
por meio da GCE, regulamentará o disposto nesta lei, sem prejuízo das
competências específicas nela previstas.
2.2.16
A regulamentação da lei nº. 10.438, de 26 de abril de 2002
A Lei nº. 10.438/02 foi regulamentada pelos Decretos nº. 4.336, de 15 de
agosto de 2002, nº. 4.475, de 20 de novembro de 2002, nº. 4.541, de 23 de
dezembro de 2002, nº. 4.550, de 27 de dezembro de 2002, nº. 4.562, de 31 de
dezembro de 2002.
2.2.17
decreto nº. 4.767, de 26 de junho de 2003
Regulamentou o aditamento dos contratos iniciais, ou equivalentes que
estavam em vigor na data de publicação da Lei nº. 10.438/02 e alterou o Decreto
nº. 4.562/02.
2.2.18
Lei Nº. 10.762, De 11 De Novembro De 2003
A Lei nº. 10.762, de 11 de novembro de 2003, dispõe sobre a criação do
Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços
Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, altera as Leis nº. 8.631, de 4 de
março de 1993, nº. 9.427, de 26 de dezembro de 1996, nº. 10.438, de 26 de abril
de 2002, e dá outras providências.
Institui o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às
Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica,
destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da
aplicação do mecanismo de compensação de que trata o art. 1º da Medida
Provisória nº. 2.227/01, para os reajustes e revisões tarifárias realizados entre 8 de
90
abril de 2003 e 7 de abril de 2004, por meio de financiamento a ser concedido
pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES.
Nos termos desta lei poderão ser beneficiárias do Programa as
concessionárias que tiverem o direito à compensação citada, atenderem às
exigências legais para obtenção de crédito concedido com recursos públicos e
estiverem adimplentes com as empresas integrantes do Sistema BNDES, e o valor
a ser financiado será apurado e informado pela Agência Nacional de Energia
Elétrica - ANEEL, observada a legislação vigente.
Sua aplicação fica condicionada à renúncia expressa do beneficiário do
financiamento a pretenso ou alegado direito, a ação judicial, em curso ou futura,
ou a revisão tarifária extraordinária que possam ou venham a existir relativamente
ao adiamento da compensação referido neste artigo.
Para a execução dessa disposição o BNDES procederá ao enquadramento
da operação de forma automática e à análise cadastral simplificada, e as
beneficiárias apresentarão os documentos exigidos por lei e as demais
comprovações determinadas pelo BNDES, que deverão ser efetuadas mediante
declarações dos administradores das concessionárias.
O prazo de carência para a amortização do financiamento a ser concedido
às empresas será de até sessenta dias, a contar das revisões ou reajustes tarifários
anuais que vierem a ser realizados entre 8 de abril de 2004 e 7 de abril de 2005.
O prazo de amortização dos financiamentos será de vinte e quatro meses e
poderá ser ajustado à arrecadação decorrente do aumento tarifário correspondente
ao adiamento da aplicação do mecanismo de compensação.
Os recursos do financiamento serão liberados após a apresentação, pelas
concessionárias, da documentação pertinente, em tempo hábil, e do cumprimento
das condições de utilização do crédito estabelecidas contratualmente pelo
BNDES, da seguinte forma:
I - cinqüenta por cento até sessenta dias, a partir da data dos respectivos
reajustes ou revisões tarifários anuais realizados entre 8 de abril de 2003 e 7 de
abril de 2004, observado o disposto no § 8º;
91
II - trinta por cento em cento e oitenta dias, a contar da data dos
respectivos reajustes ou revisões tarifários anuais realizados entre 8 de abril de
2003 e 7 de abril de 2004; e
III - os restantes vinte por cento em duzentos e setenta dias, a contar da
data dos respectivos reajustes ou revisões tarifários anuais realizados entre 8 de
abril de 2003 e 7 de abril de 2004.
Para as concessionárias que já tiveram adiada a aplicação do mecanismo
de compensação da MP nº. 2.227/01, o prazo será de até sessenta dias, a contar da
publicação desta lei.
As parcelas poderão ser liberadas pelo BNDES nos quinze dias úteis
anteriores ou posteriores ao termo final dos prazos estabelecidos em seus incisos.
Os recursos relativos às parcelas serão atualizados pela média ajustada dos
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia
- SELIC, desde a data do reajuste ou da revisão tarifária anual até a liberação da
respectiva parcela à beneficiária.
O saldo devedor do financiamento devido ao BNDES será atualizado pela
média ajustada dos financiamentos diários apurados no SELIC, acrescido de
encargos de até um e meio por cento ao ano.
As operações financeiras contarão com garantia em primeiro grau de
recebíveis, em percentual do faturamento da beneficiária, equivalente à parcela do
aumento tarifário a ser concedido à empresa beneficiária entre 8 de abril de 2004 e
7 de abril de 2005, correspondente ao adiamento da, conforme montante apurado
e informado pela ANEEL.
Fica autorizada a interveniência da ANEEL, especialmente para assumir a
obrigação de, na hipótese de extinção de concessão, incluir, como condição para
outorga de nova concessão, no processo licitatório para exploração dos serviços
públicos, a sub-rogação, pelo novo concessionário, das obrigações decorrentes do
financiamento de que trata esta Lei.
Os recursos a serem liberados pelo BNDES serão prioritariamente
destinados ao adimplemento das obrigações intra-setoriais assumidas pelo
beneficiário com os agentes do setor elétrico.
92
As informações a respeito de obrigações intra-setoriais necessárias
deverão ser prestadas pela ANEEL ao BNDES.
As demais condições de financiamento serão definidas pelo BNDES.
Sem prejuízo do atendimento das finalidades específicas previstas em lei e
a critério do Ministro de Estado da Fazenda, poderão ser destinadas à amortização
da dívida pública federal as disponibilidades das fontes de recursos existentes no
Tesouro Nacional no encerramento do exercício de 2002 não comprometidas com
os restos a pagar, excetuadas aquelas decorrentes de vinculação constitucional.
Fica a União autorizada a conceder financiamento ao BNDES, com o
objetivo de atender ao Programa instituído com base nesta lei.
A despesa prevista poderá ser atendida com os recursos arrecadados das
disponibilidades das fontes de recursos existentes no Tesouro Nacional no
encerramento do exercício de 2002 não comprometidas com os restos a pagar.
O Conselho Monetário Nacional estabelecerá as condições normativas que
se fizerem necessárias para a concessão do financiamento.
As vedações constantes do art. 39º da Lei nº. 4.131/62, quanto ao
estabelecimento de crédito, não se aplicam ao financiamento de que trata esta lei e
às operações de crédito que vierem a ser realizadas pelo BNDES com as
concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica e com as
empresas signatárias de contratos iniciais e equivalentes, assim reconhecidos em
resolução da ANEEL.
Fica autorizada a concessão de financiamento a entidades cujo controle
acionário pertença a pessoas jurídicas de direito público interno ou a suas
subsidiárias ou controladas.
As empresas públicas e as sociedades de economia mistas federais ficam
autorizadas a apresentar a renúncia expressa do beneficiário do financiamento a
pretenso ou alegado direito.
O saldo relativo ao adiamento da compensação será atualizado, desde a
data de seu reconhecimento na tarifa até sua efetiva compensação, pela taxa média
93
ajustada dos financiamentos diários de títulos públicos federais, apurada no
SELIC, acumulada no período, acrescida de até um e meio por cento ao ano.
Altera os artigos 8º e 10º da Lei nº. 8.631/93, os artigos 17º e 26º da Lei nº.
9.427/96, com a redação dada pela Lei nº. 10.438/02, os artigos 3º, 5º, 13º, 14º e
25º da Lei nº. 10.438/02 e o § 4º do art. 11º da Lei nº. 9.648/98, como já
destacados anteriormente.
2.2.19
A Criação Da Empresa De Pesquisa Energética – Epe - Lei Nº. 10.847,
De 15 De Março De 2004
A Lei nº. 10.847, de 15 de março de 2004, autorizou o a criação da
Empresa de Pesquisa Energética – EPE e dá outras providências, que tem por
finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o
planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural
e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência
energética, dentre outras.
A EPE terá sede e foro na Capital Federal e escritório central no Rio de
Janeiro e prazo indeterminado, podendo estabelecer escritórios ou dependências
em outras unidades da Federação, e a União integralizará o seu capital social e
promoverá a constituição inicial de seu patrimônio por meio de capitalização, que
poderá se dar por meio de incorporação de bens móveis ou imóveis.
Compete à EPE:
I - realizar estudos e projeções da matriz energética brasileira;
II - elaborar e publicar o balanço energético nacional;
III - identificar e quantificar os potenciais de recursos energéticos;
IV - dar suporte e participar das articulações relativas ao aproveitamento
energético de rios compartilhados com países limítrofes;
V - realizar estudos para a determinação dos aproveitamentos ótimos dos
potenciais hidráulicos;
94
VI - obter a licença prévia ambiental e a declaração de disponibilidade
hídrica necessárias às licitações envolvendo empreendimentos de geração
hidrelétrica e de transmissão de energia elétrica, selecionados pela EPE;
VII - elaborar estudos necessários para o desenvolvimento dos planos de
expansão da geração e transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo
prazos;
VIII - promover estudos para dar suporte ao gerenciamento da relação
reserva e produção de hidrocarbonetos no Brasil, visando à auto-suficiência
sustentável;
IX - promover estudos de mercado visando definir cenários de demanda e
oferta de petróleo, seus derivados e produtos petroquímicos;
X - desenvolver estudos de impacto social, viabilidade técnico-econômica
e socioambiental para os empreendimentos de energia elétrica e de fontes
renováveis;
XI - efetuar o acompanhamento da execução de projetos e estudos de
viabilidade realizados por agentes interessados e devidamente autorizados;
XII - elaborar estudos relativos ao plano diretor para o desenvolvimento da
indústria de gás natural no Brasil;
XIII - desenvolver estudos para avaliar e incrementar a utilização de
energia proveniente de fontes renováveis;
XIV - dar suporte e participar nas articulações visando à integração
energética com outros países;
XV - promover estudos e produzir informações para subsidiar planos e
programas de desenvolvimento energético ambientalmente sustentável, inclusive,
de eficiência energética;
XVI - promover planos de metas voltadas para a utilização racional e
conservação de energia, podendo estabelecer parcerias de cooperação para este
fim;
XVII - promover estudos voltados para programas de apoio para a
modernização e capacitação da indústria nacional, visando maximizar a
95
participação desta no esforço de fornecimento dos bens e equipamentos
necessários para a expansão do setor energético; e
XVIII - desenvolver estudos para incrementar a utilização de carvão
mineral nacional.
Os estudos e pesquisas desenvolvidos pela EPE subsidiarão a formulação,
o planejamento e a implementação de ações do Ministério de Minas e Energia, no
âmbito da política energética nacional.
A EPE será administrada por um Conselho de Administração, com
funções deliberativas, e por uma Diretoria Executiva, e na sua composição contará
ainda com um Conselho Fiscal e um Conselho Consultivo.
O Conselho de Administração reunir-se-á, ordinariamente, a cada mês e,
extraordinariamente, sempre que convocado pelo seu Presidente ou por 2/3 (dois
terços) dos seus membros, e as decisões do Conselho serão tomadas por maioria
simples, cabendo ao Presidente o voto de qualidade, em caso de empate.
A Diretoria Executiva será constituída de 1 (um) Presidente e de 4 (quatro)
Diretores que são responsáveis pelos atos praticados em desconformidade com a
lei, com o estatuto da empresa e com as diretrizes institucionais emanadas do
Conselho de Administração.
O Conselho Consultivo da EPE é composto por:
I - 5 (cinco) representantes do Fórum de Secretários de Estado para
Assuntos de Energia, sendo 1 (um) de cada região geográfica do país;
II - 2 (dois) representantes dos geradores de energia elétrica, sendo 1 (um)
de geração hidroelétrica e outro de geração termoelétrica;
III - representante dos transmissores de energia elétrica;
IV - representante dos distribuidores de energia elétrica;
V - representante das empresas distribuidoras de combustível;
VI - representante das empresas distribuidoras de gás;
VII - representante dos produtores de petróleo;
VIII - representante dos produtores de carvão mineral nacional;
96
IX - representante do setor sucroalcooleiro;
X - representante dos empreendedores de fontes alternativas de energia;
XI - 4 (quatro) representantes dos consumidores de energia, sendo 1 (um)
representante da indústria, 1 (um) representante do comércio, 1 (um) representante
do setor rural e 1 (um) representante dos consumidores residenciais; e
XII - representante da comunidade científica com especialização na área
energética.
O Conselho Consultivo reunir-se-á, ordinariamente, a cada 6 (seis) meses
e, extraordinariamente, sempre que convocado pelo seu Presidente ou por 2/3
(dois terços) de seus membros e as competências do Conselho de Administração,
da Diretoria Executiva, do Conselho Fiscal e do Conselho Consultivo da EPE,
bem como as hipóteses de destituição e substituição de seus respectivos
integrantes, serão estabelecidas em regulamento próprio.
A contratação de pessoal efetivo da EPE far-se-á por meio de concurso
público de provas ou de provas e títulos, observadas as normas específicas
editadas pelo Conselho de Administração.
Para fins de implantação, fica a EPE equiparada às pessoas jurídicas
referidas na Lei nº. 8.745/93, com vistas na contratação de pessoal técnico e
administrativo por tempo determinado.
Considera-se como necessidade temporária de excepcional interesse
público, para os efeitos da Lei nº. 8.745/93, a contratação de pessoal técnico e
administrativo por tempo determinado, imprescindível ao funcionamento inicial
da EPE.
As contratações observarão as disposições do art. 3º, no art. 6º, no inciso II
do art. 7º e nos arts. 9º e 12º da Lei nº. 8.745, de 9 de dezembro de 1993, e não
poderão exceder o prazo de 36 (trinta e seis) meses, a contar da data da instalação
da EPE.
É autorizada a EPE a estabelecer convênios de cooperação técnica com
entidades da administração direta e indireta, destinados a viabilizar as atividades
técnicas e administrativas indispensáveis ao seu funcionamento.
97
Fica autorizada a EPE a patrocinar entidade fechada de previdência
privada nos termos da legislação vigente.
2.2.20
A nova lei de comercialização de energia elétrica - Lei nº. 10.848, de
15 de março de 2004
A Lei nº. 10.848, de 15 de março de 2004, dispôs sobre a comercialização
de energia elétrica, alterou as Leis nº. 5.655, de 20 de maio de 1971, nº. 8.631, de
4 de março de 1993, nº. 9.074, de 7 de julho de 1995, nº. 9.427, de 26 de
dezembro de 1996, nº. 9.478, de 6 de agosto de 1997, nº. 9.648, de 27 de maio de
1998, nº. 9.991, de 24 de julho de 2000 e nº. 10.438, de 26 de abril de 2002,
dentre outras providências.
Nos termos desta lei comercialização de energia elétrica entre
concessionários, permissionários e autorizados de serviços e instalações de
energia elétrica, bem como destes com seus consumidores, no Sistema Interligado
Nacional - SIN, dar-se-á mediante contratação regulada ou livre, nos termos desta
lei e do seu regulamento, o qual, observadas as diretrizes estabelecidas nos
parágrafos deste artigo, deverá dispor sobre:
I - condições gerais e processos de contratação regulada;
II - condições de contratação livre;
III - processos de definição de preços e condições de contabilização e
liquidação das operações realizadas no mercado de curto prazo;
IV - instituição da convenção de comercialização;
V - regras e procedimentos de comercialização, inclusive as relativas ao
intercâmbio internacional de energia elétrica;
VI - mecanismos destinados à aplicação de multas administrativas, por
descumprimento desses procedimentos;
VII - tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica e para as
restrições de transmissão;
98
VIII - mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco
hidrológico;
IX - limites de contratação vinculados a instalações de geração ou à
importação de energia elétrica, mediante critérios de garantia de suprimento;
X - critérios gerais de garantia de suprimento de energia elétrica que
assegurem o equilíbrio adequado entre confiabilidade de fornecimento e
modicidade de tarifas e preços, a serem propostos pelo Conselho Nacional de
Política Energética - CNPE; e
XI - mecanismos de proteção aos consumidores.
A comercialização de energia elétrica será realizada nos ambientes de
contratação regulada e de contratação livre e submeter-se-ão à contratação
regulada a compra de energia elétrica por concessionárias, permissionárias e
autorizadas do serviço público de distribuição de energia elétrica, e o
fornecimento de energia elétrica para o mercado regulado.
A contratação livre dar-se-á nos termos da livre negociação nos termos do
art. 10º da Lei nº. 9.648/98, mediante operações de compra e venda de energia
elétrica envolvendo os agentes concessionários e autorizados de geração,
comercializadores e importadores de energia elétrica e os consumidores livres.
Na operação do Sistema Interligado Nacional – SIN serão considerados:
I - a otimização do uso dos recursos eletroenergéticos para o atendimento
aos requisitos da carga, considerando as condições técnicas e econômicas para o
despacho das usinas;
II - as necessidades de energia dos agentes;
III - os mecanismos de segurança operativa, podendo incluir curvas de
aversão ao risco de deficit de energia;
IV - as restrições de transmissão;
V - o custo do deficit de energia; e
VI - as interligações internacionais.
99
Nos processos de definição de preços e de contabilização e liquidação das
operações realizadas no mercado de curto prazo, serão considerados intervalos de
tempo e escalas de preços previamente estabelecidos que deverão refletir as
variações do valor econômico da energia elétrica, observando inclusive, as
disposições dos itens I a IV anteriormente citados, o mecanismo de realocação de
energia para mitigação do risco hidrológico e o tratamento para os serviços
ancilares de energia elétrica.
A comercialização será realizada nos termos da Convenção de
Comercialização, a ser instituída pela Agência Nacional de Energia Elétrica -
ANEEL, que deverá prever:
I - as obrigações e os direitos dos agentes do setor elétrico;
II - as garantias financeiras;
III - as penalidades; e
IV - as regras e procedimentos de comercialização, inclusive os relativos
ao intercâmbio internacional de energia elétrica.
Com vistas em assegurar o adequado equilíbrio entre confiabilidade de
fornecimento e modicidade de tarifas e preços, o Conselho Nacional de Política
Energética – CNPE proporá critérios gerais de garantia de suprimento, a serem
considerados no cálculo das energias asseguradas e em outros respaldos físicos
para a contratação de energia elétrica, incluindo importação.
A comercialização de energia elétrica será feita com a observância de
mecanismos de proteção aos consumidores, incluindo os limites de repasses de
custo de aquisição de energia elétrica.
As regras de comercialização previstas nesta lei aplicam-se às
concessionárias, permissionárias e autorizadas de geração, de distribuição e de
comercialização de energia elétrica, incluindo as empresas sob controle federal,
estadual ou municipal.
As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público
de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN deverão
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação
100
regulada, por meio de licitação, conforme regulamento, o qual, observadas as
diretrizes estabelecidas nos parágrafos deste artigo, disporá sobre:
I - mecanismos de incentivo à contratação que favoreça a modicidade
tarifária;
II - garantias;
III - prazos de antecedência de contratação e de sua vigência;
IV - mecanismos para cumprimento da adoção de medidas necessárias
para garantir o atendimento à demanda nacional de energia elétrica, considerando
o planejamento de longo, médio e curto prazos, acrescido por esta lei à Lei nº.
9.427/96;
V - condições e limites para repasse do custo de aquisição de energia
elétrica para os consumidores finais;
VI - mecanismos para a aplicação das multas administrativas conforme o
art. 3º da Lei nº. 9.427/96 pelo descumprimento dessa garantia.
Na contratação regulada, os riscos hidrológicos serão assumidos conforme
as seguintes modalidades contratuais:
I - pelos geradores, nos Contratos de Quantidade de Energia;
II - pelos compradores, com direito de repasse às tarifas dos consumidores
finais, nos Contratos de Disponibilidade de Energia.
A contratação regulada deverá ser formalizada por meio de contratos
bilaterais denominados Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, celebrados entre cada concessionária ou autorizada de
geração e todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço
público de distribuição, devendo ser observado o seguinte:
I - as distribuidoras serão obrigadas a oferecer garantias;
II - para a energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração
existentes, início de entrega no ano subseqüente ao da licitação e prazo de
suprimento de no mínimo 3 (três) e no máximo 15 (quinze) anos;
101
III - para a energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de
geração, início de entrega no 3º (terceiro) ou no 5º (quinto) ano após a licitação e
prazo de suprimento de no mínimo 15 (quinze) e no máximo 35 (trinta e cinco)
anos.
Excetuam-se as licitações de compra das distribuidoras para ajustes, em
percentuais a serem definidos pelo Poder concedente, que não poderão ser
superiores a 5% (cinco por cento) de suas cargas, cujo prazo máximo de
suprimento será de 2 (dois) anos.
Com vistas em assegurar a modicidade tarifária, o repasse às tarifas para o
consumidor final será função do custo de aquisição de energia elétrica, acrescido
de encargos e tributos, e estabelecido com base nos preços e quantidades de
energia resultantes das licitações, ressalvada a aquisição de energia já efetivada ou
oriunda de geração distribuída ou fontes alternativas.
Os processos licitatórios deverão contemplar, dentre outros, tratamento
para:
I - energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes;
II - energia proveniente de novos empreendimentos de geração; e
III - fontes alternativas.
Entendem-se como novos empreendimentos de geração aqueles que até o
início do processo licitatório para a expansão em curso:
I - não sejam detentores de outorga de concessão, permissão ou
autorização; ou
II - sejam parte de empreendimento existente que venha a ser objeto de
ampliação, restrito ao acréscimo de capacidade.
A licitação para a expansão da oferta de energia nova deverá ser específica
para novos empreendimentos ou ampliações, sendo vedada a participação de
empreendimentos de geração existentes, a menos das exceções previstas naquela
lei.
No atendimento à obrigação de contratação da totalidade do mercado dos
agentes, deverá ser considerada a energia elétrica:
102
I - contratada pelas concessionárias, pelas permissionárias e pelas
autorizadas de distribuição de energia elétrica até a data de publicação desta lei; e
II - proveniente de:
a) geração distribuída, observados os limites de contratação e de repasse
às tarifas, baseados no valor de referência do mercado regulado e nas respectivas
condições técnicas;
b) usinas que produzam energia elétrica a partir de fontes eólicas,
pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, enquadradas na primeira etapa do
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA; ou
c) Itaipu Binacional.
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, não podendo os seus custos ser cobertos pela tarifa de
transmissão.
A energia elétrica proveniente dos empreendimentos de geração
distribuída, fontes alternativas e de Itaipu não estará sujeita aos procedimentos
licitatórios para contratação regulada previstos neste artigo.
As licitações para contratação de energia elétrica de que trata este artigo
serão reguladas e realizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL,
observado o disposto no art. 3º-A da Lei nº. 9.427/96, com a redação dada por esta
Lei, que poderá promovê-las diretamente ou por intermédio da Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.
As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público
de distribuição de energia elétrica que tenham mercado próprio inferior a 500
(quinhentos) GWh/ano ficam autorizadas a adquirir energia elétrica do atual
agente supridor, com tarifa regulada, ou mediante processo de licitação pública
por elas promovido ou na forma prevista neste artigo, sendo que na licitação
pública poderão participar concessionárias, permissionárias, autorizadas de
geração e comercializadoras, tendo esta redação sido dada pela Lei nº. 11.075/04.
103
A Lei nº. 10.848/04 sofre alteração pela Lei nº. 11.075, de 30 de dezembro
de 2004, que foi o instrumento que estabeleceu o mercado de 500 GWh citado.
Nas licitações poderão participar os concessionários, permissionários e
autorizados de geração e comercialização, cabendo à ANEEL garantir publicidade
aos dados referentes à contratação de que trata
O Poder concedente homologará a quantidade de energia elétrica a ser
contratada para o atendimento de todas as necessidades do mercado nacional, bem
como a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão, a título de
referência, o processo licitatório de contratação de energia.
Para os fins deste artigo, os concessionários e os autorizados de geração,
as concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de distribuição, os
comercializadores e os consumidores livres, deverão informar ao Poder
concedente a quantidade de energia necessária para atendimento a seu mercado ou
sua carga.
No edital de licitação para novos empreendimentos de geração elétrica,
poderá constar porcentual mínimo de energia elétrica a ser destinada ao mercado
regulado, podendo a energia remanescente ser destinada ao consumo próprio ou à
comercialização para contratação livre.
Com vistas em garantir a continuidade do fornecimento de energia elétrica,
o Poder concedente poderá definir reserva de capacidade de geração a ser
contratada.
Fica autorizada a criação da Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica - CCEE, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob
autorização do Poder concedente e regulação e fiscalização pela Agência Nacional
de Energia Elétrica - ANEEL, com a finalidade de viabilizar a comercialização de
energia elétrica de que trata esta Lei.
A CCEE será integrada por titulares de concessão, permissão ou
autorização, por outros agentes vinculados aos serviços e às instalações de energia
elétrica, e pelos consumidores livres.
A regulamentação deste artigo pelo Poder concedente deverá abranger,
dentre outras matérias, a definição das regras de funcionamento e organização da
104
CCEE, bem como a forma de participação dos agentes do setor elétrico nessa
Câmara.
O Conselho de Administração da CCEE será integrado, entre outros, por
representantes dos agentes setoriais de cada uma das categorias de Geração,
Distribuição e Comercialização.
Os custeios administrativo e operacional da CCEE decorrerão de
contribuições de seus membros e emolumentos cobrados sobre as operações
realizadas, vedado o repasse em reajuste tarifário.
As regras para a resolução das eventuais divergências entre os agentes
integrantes da CCEE serão estabelecidas na convenção de comercialização e em
seu estatuto social, que deverão tratar do mecanismo e da convenção de
arbitragem, nos termos da Lei nº. 9.307/96.
As empresas públicas e as sociedades de economia mista, suas subsidiárias
ou controladas, titulares de concessão, permissão e autorização, ficam autorizadas
a integrar a CCEE e a aderir ao mecanismo e à convenção de arbitragem previstos.
Consideram-se disponíveis os direitos relativos a créditos e débitos
decorrentes das operações realizadas no âmbito da CCEE.
A CCEE sucederá ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE,
criado pela Lei nº. 10.433/02, cabendo-lhes adotar todas as medidas necessárias
para dar cumprimento ao disposto naquela Lei.
Visando a assegurar a continuidade das operações de contabilização e de
liquidação promovidas pelo MAE, a ANEEL regulará e conduzirá o processo de
transição necessário à constituição e à efetiva operação da CCEE, a ser concluído
no prazo máximo de 90 (noventa) dias a contar da data de publicação da
regulamentação desta lei, nos termos do art. 27º desta lei, mantidas, durante a
transição, as obrigações previstas na Lei nº. 10.433/02.
As disposições desta lei não afetam os direitos e as obrigações resultantes
das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no âmbito do
MAE até a data de conclusão do processo de transição previsto neste artigo,
estejam elas já contabilizadas e liquidadas ou não.
105
Os bens, os recursos e as instalações pertencentes ao MAE ficam
vinculados às suas operações até que os agentes promovam sua incorporação ao
patrimônio da CCEE, obedecidos os procedimentos e as diretrizes estabelecidos
em regulação específica da ANEEL.
Aplicam-se às pessoas jurídicas integrantes da CCEE o estabelecido no art.
47º da Lei nº. 10.637, de 30 de dezembro de 2002, e a respectiva regulamentação,
relativamente às operações do mercado de curto prazo.
Altera os arts. 4º, 11º, 12º, 15º e 17º da Lei nº. 9.074/95, art. 9º da Lei nº.
9.427/96, arts. 10º, 11º, 13º e 14º da Lei nº. 9.648/98, arts. 13º, 14º, 27º e 28º da
Lei nº. 10.438/02, conforme já citados anteriormente.
Altera também, o § 6º do art. 4º da Lei nº. 5.655/71, passa a vigorar com a
seguinte redação:
"art. 4º ............................................................................
§ 6º Ao Ministério de Minas e Energia - MME serão destinados 3% (três
por cento) dos recursos da Reserva Global de Reversão – RGR para custear os
estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem
como os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos
potenciais hidroelétricos.
............................................................................"
Ainda os arts. 7º, 8º e 10º da Lei nº. 8.631/93, que passam a ter a seguinte
redação:
"art. 8º Fica estendido a todos os concessionários distribuidores o rateio
do custo de consumo de combustíveis, incluindo o de biodiesel, para geração de
energia elétrica nos sistemas isolados, sem prejuízo do disposto no § 3º do art. 11º
da Lei nº. 9.648, de 27 de maio de 1998.
............................................................................"
"art. 10º O inadimplemento, pelas concessionárias, pelas permissionárias e
pelas autorizadas, no recolhimento das parcelas das quotas anuais de Reserva
Global de Reversão - RGR, Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica - PROINFA, Conta de Desenvolvimento Energético - CDE,
106
Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, compensação financeira pela
utilização de recursos hídricos e outros encargos tarifários criados por lei, bem
como no pagamento pela aquisição de energia elétrica contratada de forma
regulada e da Itaipu Binacional, acarretará a impossibilidade de revisão, exceto a
extraordinária, e de reajuste de seus níveis de tarifas, assim como de recebimento
de recursos provenientes da RGR, CDE e CCC."
Da mesma forma altera os arts. 2º e 50º da Lei nº. 9.478/97, que instituiu o
Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo
passam a vigorar com as seguintes alterações:
"art. 2º............................................................................
VI - sugerir a adoção de medidas necessárias para garantir o atendimento à
demanda nacional de energia elétrica, considerando o planejamento de longo,
médio e curto prazos, podendo indicar empreendimentos que devam ter prioridade
de licitação e implantação, tendo em vista seu caráter estratégico e de interesse
público, de forma que tais projetos venham assegurar a otimização do binômio
modicidade tarifária e confiabilidade do Sistema Elétrico.
............................................................................"
"art. 50º. ............................................................................
§ 2º ............................................................................
I - 40% (quarenta por cento) ao Ministério de Minas e Energia, sendo 70%
(setenta por cento) para o financiamento de estudos e serviços de geologia e
geofísica aplicados à prospecção de combustíveis fósseis, a serem promovidos
pela ANP, nos termos dos incisos II e III do art. 8º desta lei, e pelo MME, 15%
(quinze por cento) para o custeio dos estudos de planejamento da expansão do
sistema energético e 15% (quinze por cento) para o financiamento de estudos,
pesquisas, projetos, atividades e serviços de levantamentos geológicos básicos no
território nacional;
Os arts. 4º e 5º da Lei nº. 9.991/00, que dispôs sobre realização de
investimentos em pesquisa e desenvolvimento e em eficiência energética por parte
das empresas concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de energia
elétrica, e dá outras providências, passaram a vigorar com a seguinte redação:
107
"art. 4º ............................................................................
I – 40% (quarenta por cento) para o Fundo Nacional de Desenvolvimento
Científico e Tecnológico – FNDCT, criado pelo Decreto-Lei nº. 719, de 31 de
julho de 1969, e restabelecido pela Lei nº. 8.172, de 18 de janeiro de 1991;
II – 40% (quarenta por cento) para projetos de pesquisa e
desenvolvimento, segundo regulamentos estabelecidos pela Agência Nacional de
Energia Elétrica - ANEEL;
III – 20% (vinte por cento) para o MME, a fim de custear os estudos e
pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como os de
inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais
hidrelétricos.
............................................................................" (NR)
"art. 5º ............................................................................
............................................................................
II - no mínimo 30% (trinta por cento) dos recursos referidos nos incisos I,
II e III do art. 4º desta lei serão destinados a projetos desenvolvidos por
instituições de pesquisa sediadas nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste,
incluindo as respectivas áreas das Superintendências Regionais;
............................................................................"
Autoriza a criação, no âmbito do Poder Executivo e sob sua coordenação
direta, do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, com a função
precípua de acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança
do suprimento eletroenergético em todo o território nacional.
Integram, de forma permanente, o CMSE representantes das entidades
responsáveis pelo planejamento da expansão, operação eletroenergética dos
sistemas elétricos, administração da comercialização de energia elétrica e
regulação do setor elétrico nacional.
A critério da coordenação poderão ser chamados a participar
representantes de entidades governamentais afetas aos assuntos específicos de
interesse do Comitê.
108
A coordenação do Comitê poderá constituir comissões temáticas
incorporando uma representação pluralista dos agentes setoriais em sua
composição, conforme definições a serem estabelecidas em regulamento próprio.
Determina que a ANEEL discipline a incorporação a seus patrimônios das
redes particulares que não dispuserem de ato autorizativo do Poder concedente até
31 de dezembro de 2005 ou, mesmo dispondo, desde que exista interesse das
partes em que sejam transferidas, e os custos decorrentes dessa incorporação,
incluindo a reforma das redes, serão considerados pela Agência nos processos de
revisão tarifária. Em uma primeira análise, essas redes somente poderiam existir
em conformidade com o Decreto nº. 62.655/68.
Estabelece que as concessionárias e autorizadas de geração poderão,
mediante autorização e regulamentação do Poder concedente, podem realizar
operações de compra e venda de energia elétrica para entrega futura, definido
prazo limite para esse procedimento até 31 de dezembro de 2004, e limitando ao
montante de energia elétrica descontratada na data de publicação daquela Lei.
Permite que nas licitações para contratação de energia seja ofertada a
energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes ou de
projetos de ampliação, que atendam cumulativamente aos seguintes requisitos,
vedado aos empreendimentos de importação de energia elétrica:
I – que tenham obtido outorga de concessão ou autorização até a data de
publicação desta lei;
II – que tenham iniciado a operação comercial a partir de 1o de janeiro de
2000; e
III – cuja energia não tenha sido contratada até a data de publicação desta
Lei.
A partir de 2008, esses empreendimentos deverão observar as regras gerais
de licitação.
Estabelece regras para a compensação de pagamento de Uso de Bem
Público – UBP, para o caso de novos empreendimentos em cuja licitação tenha
sido observado o critério do pagamento de máximo desse Uso.
109
Permite que, excepcionalmente, nos anos de 2004, 2005 e 2006, as
licitações para venda de energia proveniente de empreendimentos de geração
existentes, com início de entrega no ano subseqüente ao da licitação e prazo de
suprimento de no mínimo 3 (três) e no máximo 15 (quinze) anos, possam prever
início de entrega da energia em até 5 (cinco) anos após a realização das licitações.
Estabeleceu o prazo de 18 (dezoito) meses a contar de sua entrada em
vigor para que as pessoas jurídicas concessionárias, permissionárias e autorizadas
de distribuição e de geração de energia elétrica se adaptarem às disposições
referentes à venda de energia elétrica e restrição de coligação entre si contidas nos
§§ 5º, 6º e 7º do art. 4º da Lei nº. 9.074/95, por ela alterados, podendo esse prazo
ser prorrogado pela ANEEL, 1 (uma) única vez.
Excepcionalmente, também permite às pessoas jurídicas em processo de
adaptação celebrar novos contratos relativos às atividades de geração e
transmissão de energia elétrica, de venda a consumidores livres e de participação
em outras sociedades vedadas, durante o prazo máximo de 12 (doze) meses,
contado da data de 11 de dezembro de 2003, inclusive caso de empresas sob
controle da União, dos Estados e dos Municípios.
Os contratos de comercialização de energia elétrica existentes celebrados
pelas concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição já registrados,
homologados ou aprovados pela ANEEL não poderão ser objeto de aditamento
para prorrogação de prazo ou aumento das quantidades ou preços contratados após
a publicação da lei, excluindo-se do disposto os aditamentos relativos a
ampliações de pequenas centrais hidroelétricas, desde que não resultassem em
aumento do preço unitário da energia constante no contrato original.
No caso de ocorrência da decretação de racionamento de energia elétrica
pelo Poder concedente em uma região, todos os contratos por quantidade de
energia do ambiente de contratação regulada, registrados na CCEE, cujos
compradores estejam localizados nessa região, deverão ter seus volumes ajustados
na mesma proporção da redução de consumo verificado, e as regras de
contabilização da CCEE poderão prever tratamento específico para situações de
restrição compulsória de consumo, visando a limitar seus impactos sobre as
regiões não submetidas ao racionamento.
110
O Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS deverá adotar todas as
medidas necessárias para dar cumprimento ao disposto nesta lei, cabendo à
ANEEL regular e fiscalizar o processo de adequação do Operador à
regulamentação, incluindo o critério de não-coincidência de mandatos de
diretores, no prazo máximo de 90 (noventa) dias, contados da publicação da
regulamentação desta lei.
Foi facultado às concessionárias e permissionárias de distribuição de
energia elétrica, conforme disciplina a ser estabelecida pela ANEEL, condicionar
a continuidade do fornecimento aos usuários inadimplentes de mais de uma fatura
mensal em um período de 12 (doze) meses, observadas alguns critérios.
Definiu que os contratos de fornecimento de energia elétrica de
concessionárias geradoras de serviço público, inclusive as sob controle federal,
com consumidores finais, vigentes em 26 de agosto de 2002, poderão ser aditados
para vigorarem até 31 de dezembro de 2010.
Às concessionárias ou autorizadas de geração sob controle federal ou
estadual foi permitido, mediante oferta pública, celebrar contratos de compra e
venda de energia elétrica pelo prazo de 10 (dez) anos, prorrogáveis 1 (uma) única
vez, por igual período, para atendimento à expansão da demanda de consumidores
existentes e o atendimento a novos consumidores, ambos com carga individual
igual ou superior a 50.000 kW (cinqüenta mil quilowatts), devendo a contratação
ou opção de contratação ocorrer no prazo máximo de 18 (dezoito) meses, a contar
da data de publicação daquela lei.
Delegou competência ao Poder Executivo regulamentar as disposições da
lei, estabelecendo critérios e instrumentos que assegurem tratamento isonômico
quanto aos encargos setoriais entre os consumidores sujeitos ao fornecimento
exclusivo por concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica
e demais usuários, observada a legislação em vigor.
Ficava revogada a Lei nº. 10.433/02, após a transição do MAE para a
CCEE e após o início efetivo das operações desta, com a realização de licitações
para a compra regulada de energia elétrica, fica revogada disposição da Lei nº.
10.604/02, de que as concessionárias de serviço público de distribuição somente
111
poderiam estabelecer contratos de compra de energia elétrica por meio de
licitação, na modalidade de leilão, ou por meio dos leilões públicos.
Revoga também os direitos à contratação, entre as sociedades coligadas,
controladas e controladoras ou vinculadas à controladora comum, nos limites
estabelecidos em regulamentação, na forma da Lei nº. 10.604/02 citada, e a
disposição que tratava da reestruturação da ELETROBRÁS estabelecida pelo art.
5º da Lei nº. 9.648/98, assegurados o direitos constituídos durante sua vigência,
em especial as sociedades criadas para a ELETROSUL e Furnas Centrais Elétricas
S/A.
Exclui do Programa Nacional de Desestatização - PND a empresa Centrais
Elétricas Brasileiras S/A - ELETROBRÁS e suas controladas: Furnas Centrais
Elétricas S/A, Companhia HidroElétrica do São Francisco - CHESF, Centrais
Elétricas do Norte do Brasil S/A - ELETRONORTE e Empresa Transmissora de
Energia Elétrica do Sul do Brasil S/A - ELETROSUL e a Companhia de Geração
Térmica de Energia Elétrica – CGTEE.
Autoriza a Empresa Transmissora de Energia Elétrica do Sul do Brasil S/A
– ELETROSUL a prestar os serviços públicos de geração e de transmissão de
energia elétrica, mediante concessão ou autorização, na forma da lei, podendo
adaptar seus estatutos e sua razão social a essas atividades.
2.2.21
A regulamentação da lei nº. 10.848, de 15 de março de 2004 - decreto
nº. 5.081, de 14 de maio de 2004
Este Decreto regulamenta os arts. 13º e 14º da Lei nº. 9.648, de 27 de maio
de 1998, e o art. 23º da Lei nº. 10.848, de 15 de março de 2004, que tratam do
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.
112
2.2.22
Decreto nº. 5.177, de 12 de agosto de 2004
Regulamenta os arts. 4º e 5º da Lei nº. 10.848, de 15 de março de 2004, e
dispõe sobre a organização, as atribuições e o funcionamento da Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica –CCEE.
2.2.23
A regulamentação da comercialização de energia elétrica - decreto
nº. 5.163, de 30 de julho de 2004
Cabe finalmente, destacar o Decreto nº. 5.163, de 30 de julho de 2004, que
Regulamentou a comercialização de energia elétrica e o processo de outorga de
concessões e de autorizações de geração de energia elétrica, dentre outras
providências.
3
A Questão do Planejamento da Expansão Energética no
Marco Regulatório Atual
3.1
Cadeia de responsabilidades institucionais
Com o marco regulatório instituído em 2004 por meio das Leis nº. 10.848
e nº. 10.847 de 15 de março de 2004 e Decretos nº. 5.184, de 16 de setembro de
2004 e nº. 5.267 de 09 de novembro de 2004 são as seguintes as principais
entidades do setor elétrico e suas respectivas funções:
• Conselho Nacional de Política Energética – CNPE: órgão de
assessoramento do Presidente da República homologação da
política energética, a quem compete propor,em articulação com as
demais políticas públicas, a formulação de políticas e diretrizes de
energia, destinadas, entre outros aspectos, a: promover o
aproveitamento racional dos recursos energéticos do país;
assegurar, em função das características regionais, o suprimento de
insumos energéticos às áreas mais remotas ou de difícil acesso;
rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas
regiões do país, considerando as fontes convencionais e
alternativas e as tecnologias disponíveis; e estabelecer diretrizes
para programas específicos, como os de uso do gás natural, do
álcool, de outras biomassas, do carvão e da energia termonuclear
• Ministério de Minas e Energia – MME: formulação de políticas
para o setor energético, implementação dessas políticas
energéticas, responsabilidade pelo planejamento energético e
exercício do Poder Concedente;
• Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL: regular e
fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização
114
de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes
do governo federal
• Empresa de Pesquisa Energética – EPE: execução dos estudos de
planejamento energético;
• Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE:
administração da contratação das instalações de geração e
liquidação das diferenças contratuais de todos os agentes do setor
elétrico;
• Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS: operação integrada
e centralizada do sistema elétrico interligado e administração da
contratação das instalações de transmissão;
• Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE:
monitoramento das condições de atendimento, no horizonte de
cinco anos, com o objetivo de assegurar a implementação de
providências com vistas a garantir a normalidade do suprimento de
energia elétrica (coordenação do MME, com a participação da
EPE, do ONS, da CCEE e da ANEEL);
• Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS:
financiamento, em caráter suplementar, da expansão do setor
elétrico; exercício da função de holding das empresas estatais
federais; administração de encargos e fundos setoriais;
comercialização da energia de ITAIPU e de fontes alternativas
contempladas pelo PROINFA; e o coordenação da operação dos
sistemas elétricos isolados.
A Fig. 3.1 mostra a organização institucional do setor elétrico brasileiro,
ao passo que a Fig. 3.2 descreve a estrutura atual do Ministério de Minas e
Energia.
115
Figura 3.1 – Organização Institucional do Setor Elétrico Brasileiro
LEGENDA:
SUBORDINAÇÃO
VINCULAÇÃO
Gabinete do Ministro
Consultoria Jurídica
Assessoria Econômica
Secretaria-Executiva
Secretaria de
Planejamento e
Desenvolvimento
Energético
Secretaria de Petróleo, Gás
Natural e Combustíveis
Renováveis
Secretaria de Geologia,
Mineração e
Transformação
Mineral
ANEEL, ANP
DNPM
AUTARQUIAS
ELETROBRÁS
PETROBRAS
SOCIEDADE DE
ECONOMIA MISTA
EPE
CPRM
EMPRESAS PÚBLICAS
Assessoria Especial
de Gestão Estratégica
Subsecretaria de Plane-
jamento, Orçamento e
Administração
Secretaria de
Energia Elétrica
MINISTRO
Estrutura
Decreto n.º 5.267/2004
MME
LEGENDA:
SUBORDINAÇÃO
VINCULAÇÃO
Gabinete do Ministro
Consultoria Jurídica
Assessoria Econômica
Secretaria-Executiva
Secretaria de
Planejamento e
Desenvolvimento
Energético
Secretaria de Petróleo, Gás
Natural e Combustíveis
Renováveis
Secretaria de Geologia,
Mineração e
Transformação
Mineral
ANEEL, ANP
DNPM
AUTARQUIAS
ELETROBRÁS
PETROBRAS
SOCIEDADE DE
ECONOMIA MISTA
EPE
CPRM
EMPRESAS PÚBLICAS
Assessoria Especial
de Gestão Estratégica
Subsecretaria de Plane-
jamento, Orçamento e
Administração
Secretaria de
Energia Elétrica
MINISTRO
Estrutura
Decreto n.º 5.267/2004
MME
Figura 3.2 – Estrutura Atual do Ministério de Minas E Energia
116
Com relação ao planejamento, ressalta-se que a Constituição Federal de
1988, em seu art. 174º, preconiza que compete exclusivamente à União a
responsabilidade pelo planejamento. No caso do setor energético, esta
competência é exercida por meio do Ministério de Minas e Energia (MME), que
atua na qualidade de poder concedente e de responsável pelo planejamento da
expansão energética nacional.
Segundo o Decreto nº. 5.267 de 09 de novembro de 2004, que estruturou a
organização do Ministério de Minas e Energia, compete à Secretaria de
Planejamento e Desenvolvimento Energético (SPE) “coordenar os estudos de
planejamento energético setorial”, conforme o inciso VI, do art. 9º, Seção II, deste
Decreto.
Por outro lado, a Lei nº. 10.847, de 15 de março de 2004, regulamentada
pelo Decreto nº. 5.184, de 16 de setembro de 2004, autorizou o a criação da
Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que tem por finalidade prestar serviços na
área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor
energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados,
carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre
outras.
Assim, o relacionamento entre o MME e a EPE considera por princípio
básico que o MME, na qualidade de poder concedente e responsável pelo
planejamento da expansão energética nacional, é o contratante dos estudos a
serem desenvolvidos pela EPE.
Desta forma, os estudos conduzidos pela EPE, como contratada, servirão
de subsídios à formulação de políticas e ao planejamento energético conduzidos
pelo MME, de acordo com o estabelecido no parágrafo único do art. 4º, da Lei nº.
10.847, de 16 de março de 2004.
No âmbito interno do MME, a Coordenação do Planejamento Energético
se desenvolve através de articulações da SPE com a Secretaria de Energia Elétrica
(SEE) e a Secretaria de Petróleo, Gás e Combustíveis Renováveis (SPG),
subordinado ao estabelecido no inciso II do art. 9º, Seção II, do Decreto
anteriormente citado (“assegurar a integração setorial no âmbito do Ministério”),
117
inclusive para possibilitar o cumprimento do inciso VII do mesmo artigo
(“promover e apoiar a articulação do setor energético”).
No âmbito externo e no que concerne ao relacionamento com a EPE, o
processo de coordenação inicia-se com a proposição por parte da SPE e aprovação
pelo MME da definição dos estudos a serem desenvolvidos pela EPE, sendo cada
estudo caracterizado por um Termo de Referência, o qual deverá incorpora as
orientações e diretrizes definidas pelo MME, o detalhamento técnico das etapas
dos trabalhos e os procedimentos de acompanhamento, supervisão e aprovação do
estudo por parte da SPE. Não obstante, determinados estudos poderão ser
conduzidos diretamente pela SPE, podendo contar com apoio da EPE na
elaboração dos mesmos.
Ainda no âmbito de competências, é importante ainda destacar o artigo 10
do citado Decreto nº. 5.267, de 9 de novembro de 2004, que estabelece as
competências do Ministério de Minas e Energia, dentre as quais destacamos, no
Anexo I, parágrafo único, o inciso II:
“II - zelar pelo equilíbrio conjuntural e estrutural entre a oferta e a
demanda de energia elétrica no país”
As principais atividades relacionadas ao cumprimento desta competência
do MME são as seguintes: planejamento da expansão; planejamento e
programação da operação; comercialização de energia; definição e cálculo da
garantia física e energia assegurada dos empreendimentos de geração; elaboração
das diretrizes para a realização de leilões de compra de energia elétrica; e acesso
aos sistemas de transmissão e distribuição e respectivos dos encargos de uso das
redes.
Naturalmente, a aferição das condições de equilíbrio no cotidiano e na
visão futura, assim como as decisões estratégicas associadas, implicam em que as
atividades citadas não podem ser desenvolvidas de forma isolada. Ao contrário,
elas exigem níveis relevantes de coordenação e integração.
A partir das estratégias emanadas pelo Conselho Nacional de Política
Energética, um dos principais instrumentos que o MME dispõe para “zelar pelo
118
equilíbrio conjuntural e estrutural entre a oferta e a demanda de energia elétrica no
país” é o conjunto de metodologias e programas computacionais, desenvolvidos e
aperfeiçoados por décadas no setor elétrico brasileiro, pelo Centro de Pesquisas de
Energia Elétrica – CEPEL [21-25], com a participação de todos os agentes, e
aderentes às características únicas do país.
Por coerência, as metodologias e programas computacionais relacionadas a
cada uma das atividades citadas também não podem ser estanques: exigem níveis
elevados de coordenação e integração, tratando-se, na realidade, de uma cadeia de
metodologias e programas computacionais.
Assim, quando da proposição de alterações metodológicas em uma
daquelas atividades, deve-se analisar, necessariamente e de forma criteriosa, as
implicações nas demais atividades. Por exemplo, alterações de metodologias e
procedimentos para a otimização da operação (atividade planejamento e
programação da operação) têm implicações relevantes nas atividades de
planejamento da expansão, de comercialização de energia, de definição e cálculo
da garantia física e energia assegurada dos empreendimentos de geração e de
leilões de compra de energia elétrica. Deste modo, elas não podem ser decididas
somente no âmbito da operação.
Por exemplo, suponha que o MME defina uma expansão da oferta de
geração, atendendo às diretrizes do CNPE (e.g., critério de 5% de risco), mas que
os modelos de análise do desempenho operacional utilizados pela EPE e pelo
ONS sejam distintos. Neste caso, sob a ótica da operação, a expansão obtida pode
representar, na realidade, uma sub-oferta e levar até mesmo a um racionamento ou
a expansão obtida pode representar uma sobre-oferta e, em consequência, levar a
tarifas mais elevadas para o consumidor.
Adicionalmente, a utilização de metodologias, programas computacionais
integrados e bases de dados comuns, traz ainda o benefício de permitir, de forma
adequada, a comparação, aferição e monitoramento das condições de suprimento
de energia nas visões da expansão e da operação, estando totalmente aderente ao
marco regulatório vigente e, sem dúvida, superando problemas similares
vivenciados no âmbito dos extintos Grupo Coordenador da Operação Interligada -
GCOI e Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema Elétrico - GCPS.
119
Faz-se, então, necessário que se estabeleça as condições adequadas para
que o MME possa garantir coerência e integração das atividades desenvolvidas
pelo próprio MME e pelas instituições do setor elétrico, dentre as quais, a EPE, o
ONS e a CCEE, atendendo a competência definida no citado Decreto nº. 5.267.
Por estas razões, o CNPE emitiu a Resolução nº. 1 de 25 de abril de 2007,
cujos seus dois artigos estão reproduzidos a baixo:
art. 1º O MME deverá instituir comissão permanente, que terá como
finalidade garantir a coerência e a integração das metodologias e programas
computacionais utilizados pelo MME, pela Empresa de Pesquisa Energética -
EPE, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.
Parágrafo único. A garantia a que se refere o caput deste artigo inclui,
entre outras, as seguintes atividades:
I - planejamento da expansão;
II - planejamento e programação da operação;
III - comercialização de energia;
IV - definição e cálculo da garantia física e energia assegurada dos
empreendimentos de geração; e
V - elaboração das diretrizes para a realização de leilões de compra de
energia elétrica.
art. 2º Eventuais alterações nas metodologias e programas
computacionais de que trata o art. 1º deverão atender aos princípios e diretrizes
propostas pelo MME e aprovadas pelo CNPE.
3.1.1
Produtos priorizados
No processo de resgate do planejamento energético, o MME priorizou a
elaboração de cinco produtos para o biênio 2005/2006:
120
• Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica (PDEE) –
2006/2015
• Projeção da Matriz Energética Nacional (MEN) – 2030
• Plano Nacional de Energia (PNE) – 2030
• Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) – 2007/2016
• Manual de Planejamento (MP)
Os produtos priorizados pelo MME para serem desenvolvidos no biênio
2005/2006 possuem uma forte ligação entre si, o que é inerente ao processo de
planejamento. Observa-se também que à medida que o horizonte de planejamento
aumenta, maiores são as incertezas presentes e o grau de detalhamento dos
modelos diminui.
No Balanço Energético Nacional (BEN) são compiladas, tomando por
base o ano anterior, as informações estatísticas relativas à oferta e consumo de
energia no Brasil, na formas primárias e secundárias, descriminadas pelas
atividades de produção, estoques, comércio externo, transformação, distribuição e
consumo nos setores econômicos.
A Matriz Energética Nacional (MEN) é uma simulação do Balanço
Energético Nacional (BEN) para o futuro e sua elaboração é a base para a
formulação de políticas energéticas, que por sua vez são as bases para o
Planejamento Energético Nacional.
O Plano Nacional de Energia (PNE) é um instrumento fundamental para o
planejamento de longo prazo do Setor Energético do país, orientando tendências e
balizando as alternativas de expansão do sistema nas próximas décadas, através da
orientação estratégica da expansão.
O Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica (PDEE), além de
subsidiar a elaboração de vários produtos, principalmente a elaboração do
Programa de licitações de usinas e de linhas de transmissão, fornece ao mercado
uma referência para a expansão setorial, permitindo minimizar as incertezas na
elaboração do planejamento estratégico pelos agentes, bem como fornecer
121
indicadores, como a evolução das tarifas, custos marginais, demandas para a
indústria, etc.
Destaca-se ainda que os estudos a serem desenvolvidos pela EPE
observarão os “Procedimentos de Planejamento do Setor Elétrico”, os quais serão
submetidos à audiência pública. O art. 67º do Decreto nº. 5.163/2004 prevê que a
EPE submeta para a aprovação do MME “procedimentos específicos de
planejamento nacional da expansão de curto, médio e longo prazo, do parque de
geração e dos sistemas de transmissão de energia elétrica”. O passo inicial neste
sentido é a elaboração do Manual de Planejamento.
3.2
O planejamento da expansão do setor elétrico
Em termos gerais, o objetivo básico do planejamento da expansão do setor
elétrico é determinar uma estratégia de implementação de projetos que atendam a
previsão de consumo de energia elétrica, de tal forma que se minimize a soma do
custos de investimentos e dos valores esperados dos custos de operação,
atendendo ainda a restrições de confiabilidade no suprimento ao mercado
consumidor. Entre os projetos pode-se incluir unidades geradoras (hidrelétricas,
termelétricas, fontes alternativas de energia, etc), linhas de transmissão e até
mesmo projetos de eficientização energética.
Trata-se de um problema bastante complexo e, no caso do sistema
brasileiro, também de grande porte. Assim, é comum a divisão deste problema em
horizontes temporais (e.g., curto, médio e longo prazos), em função das decisões a
serem tomadas e dos diferentes graus de precisão das informações disponíveis.
Busca-se em geral uma solução de compromisso entre a representação de
incertezas e a modelagem do sistema. Do ponto de vista de simulação, esta
solução de compromisso ainda está associada à precisão dos resultados e ao
esforço computacional exigido. Assim, conforme ilustrado na Fig. 3.3, quanto
mais longínquo é o horizonte de análise, mais incertezas estão presentes e
precisam ser modeladas; em compensação, menor é grau de detalhamento na
modelagem do sistema. Por outro lado, quanto menor é o horizonte temporal,
122
muitas incertezas já foram realizadas, implicando na possibilidade de se
simplificar a sua modelagem; em compensação, há a oportunidade de se detalhar a
representação do sistema em análise.
Longo-Prazo
Médio-Prazo
Curto-Prazo
Incertezas
Detalhamento
do Sistema
Longo-Prazo
Médio-Prazo
Curto-Prazo
Incertezas
Detalhamento
do Sistema
Figura 3.3 – Representação de Incertezas versus Detalhamento do Sistema
3.2.1
Visão do Planejamento do Setor Elétrico na Época do GCPS [1,4]
Em 1982, foi criado o Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas
Elétricos - GCPS, órgão colegiado integrado por 35 empresas concessionárias,
para, sob a coordenação da ELETROBRAS – Centrais Elétricas Brasileiras S.A.,
empresa de economia mista e subordinada ao Ministério de Minas e Energia,
promover os estudos de longo, médio e curto prazos, da expansão do sistema
elétrico brasileiro.
A estrutura básica do GCPS compreendia, para cada região geoelétrica,
um Comitê Diretor (CD), um Comitê Técnico para Estudos de Mercado (CTEM),
um Comitê Técnico para Estudos Energéticos (CTEE), um Comitê Técnico para
Estudos de Transmissão (CTST), uma Comissão do Programa de Investimentos
na Distribuição (CPID), comissões para assuntos específicos e Grupos de
Trabalhos. Uma Secretaria Executiva supervisionava as atividades e dava apoio
administrativo a todos os órgãos do GCPS.
123
Dessa forma, o GCPS se constituía no principal foro onde se articulava e
se coordenava o planejamento do setor elétrico brasileiro, através de um ciclo
anual de estudos, com a elaboração de planos e programas de expansão do sistema
elétrico, os quais eram elaborados a partir das premissas e estrutura geral a seguir
detalhada.
O Sistema Elétrico brasileiro apresenta algumas características peculiares,
que exigem um adequado planejamento da expansão da geração elétrica: (i)
organização institucional complexa, em função das suas dimensões, das diferenças
regionais e da necessidade de participação dos diferentes agentes públicos e
privados; (ii) sistema predominantemente hidrelétrico, com grandes reservatórios
de regularização plurianual; (iii) sistemas de transmissão com grandes distâncias
das usinas aos principais centros de consumo; (iv) possibilidades de conexões
inter-regionais com aproveitamento da diversidade hidrológica entre bacias.
Em função dessas peculiaridades e dos prazos de maturação dos projetos
hidroelétricos e dos estudos que antecedem sua concepção, o planejamento da
expansão do sistema elétrico nacional era desenvolvido em três níveis, a saber:
• Estudos de Longo Prazo - tinham horizonte de até 30 anos, onde se
procurava analisar as estratégias de desenvolvimento do sistema
elétrico, a composição futura do parque gerador e os principais
troncos e sistemas de transmissão. Sua periodicidade era de 5 a 6
anos e se constituia na base para a elaboração dos Planos Nacionais
de Energia Elétrica.
• Estudos de Médio Prazo – tinham horizonte de 15 anos. Neste se
estabeleciam os programas de geração e de transmissão de
referência e se estimavam as necessidades de recursos financeiros
para investimentos e a demanda de serviços de construção de
usinas, de sistemas elétricos (linhas de transmissão e subestações) e
de equipamentos. Sua periodicidade era de 2 a 3 anos.
• Estudos de Curto Prazo - tinham horizonte de 10 anos. Eram
apresentadas as decisões relativas à expansão da geração e da
transmissão, definindo os empreendimentos e sua alocação
124
temporal, sendo realizadas as análises das condições de suprimento
ao mercado e calculados os custos marginais de expansão. Sua
periodicidade era anual e resultava no Plano Decenal de Expansão
do Setor Elétrico. Em geral, os estudos do Plano Decenal
consideravam quatro cenários macroeconômicos, um dos quais era
adotado como de "referência".
3.2.2
A Criação do CCPE e da EPE
Com o expressivo aumento da participação do capital privado no setor
elétrico, iniciado em 1995, o princípio da neutralidade na condução dos estudos de
planejamento passou a ser questionado, visto que interesses empresariais
poderiam impregnar as decisões governamentais. Assim, a partir do ano 2000, as
atribuições do antigo GCPS passaram a ser coordenadas diretamente pelo
Ministério de Minas e Energia, através da criação, por Portaria, do Comitê
Coordenador do Planejamento Elétrico - CCPE. Tal medida procurava dar a
isenção necessária ao planejamento estratégico e tático do setor elétrico, uma vez
que até então a empresa detentora do maior volume de geração no país, a
ELETROBRAS, coordenava todo esse trabalho.
O CCPE se apoiava em Comitês Técnicos entre os quais se destacavam:
• Comitê Técnico de Desenvolvimento da Oferta – CTDO;
• Comitê Técnico da Expansão da Transmissão – CTET;
• Comitê Técnico de Estudos Sócio-Ambientais – CTSA;
• Comitê Técnico de Estudo de Mercado – CTEM;
• Comitê Técnico de Fontes Alternativas – CTFA;
• Comitê Técnico dos Sistemas Isolados – CTSI.
Analogamente ao GCPS, esses comitês eram constituídos por
representantes dos agentes que participavam do CCPE e que tinham interesses na
execução dos trabalhos, os quais eram coordenados por profissionais desses
125
agentes, e que deveriam operar em um sistema de rodízio das empresas. O
segmento estatal preponderava nesta estrutura, assumindo, em geral, a
coordenação dos comitês técnicos.
O CCPE não abrangia os demais segmentos energéticos (petróleo, gás,
carvão, biomassa, nuclear, etc.). Embora alguns estudos específicos tenham sido
conduzidos com sucesso pela iniciativa de alguns interessados, ressentia-se de
uma visão global e sistêmica, absolutamente indispensável na avaliação do
potencial energético, dentro de uma perspectiva de longo prazo, essencial para a
formulação de diretrizes e políticas setoriais e para orientar a ação de governo
nessa área.
Vale acrescentar ainda que o planejamento energético compreende
também o levantamento dos potenciais de todas as fontes primárias, com destaque
para os estudos de inventário hidrelétrico de bacias hidrográficas e para os estudos
de viabilidade técnico-econômica e ambiental. Incluem-se aí também os estudos
comparativos de fontes de geração de energia elétrica, a consideração dos
potenciais de cogeração e geração distribuída, e as iniciativas para o
gerenciamento da demanda, em particular, os projetos e ações na área de
eficiência energética.
3.2.3
Interfaces do setor elétrico com outros Setores
Atualmente, o planejamento do setor elétrico não pode ser feito de forma
isolada dos demais setores energéticos. Na realidade, é necessário que haja uma
coordenação e uma integração no processo de planejamento energético de um
país, envolvendo os diversos setores, tais como energia elétrica, petróleo, gás
natural, carvão mineral e biocombustíveis, etc.
O processo de planejamento se dá de forma iterativa e, em termos
metodológicos, guarda semelhança com um processo de decomposição
matemática. Uma abordagem possível está proposta, de forma esquematizada, na
Fig. 3.4.
126
Há um núcleo (modelo) de coordenação de todo o processo de
planejamento, que fornece metas para cada um dos setores energéticos envolvidos
e modelados individualmente. Estas metas podem ser políticas, diretrizes e até
limite de utilização de determinados energéticos que podem ser utilizados por
mais de um setor. A vantagem da modelagem individual de cada setor é que se
pode utilizar modelos computacionais desenvolvidos sob medida para cada um
deles, permitindo a modelagem a mais detalhada possível para o setor, de acordo
com os objetivos do estudo. Adicionalmente, também permite que a modelagem
associada ao núcleo coordenador seja mais simplificada, sem prejuízo da precisão
dos resultados.
Uma vez que cada setor tenha otimizado o seu planejamento, são
fornecidos para o núcleo coordenador o impacto associado às metas recebidas.
Estes impactos podem estar relacionados a restrições ao uso de determinados
energéticos, como também ao custo setorial do plano de expansão obtido. De
posse dos impactos recebidos de cada setor, o núcleo coordenador otimiza o seu
processo e fornece novas metas para os diversos setor. O processo iterativo
termina quando, por exemplo, não há variações significativas entre metas ou
impactos de uma iteração para outra.
Por exemplo, o núcleo coordenador pode fornecer como uma das metas
para o setor elétrico um determinado volume máximo diário de gás natural para
ser utilizado em projetos candidatos de geração termelétrica. O setor elétrico,
otimizando o seu planejamento da expansão por meio, por exemplo, do Programa
MELP, pode fornecer como resultado que o este volume-meta estar abaixo (ou
acima) das necessidades deste setor. Além disto, pode fornecer ainda o impacto da
utilização (ou não) deste gás no seu custo de expansão. Caso o volume requisitado
pelo setor elétrico seja menor que a meta oferecida (e.g., porque existem recursos
hidrelétricos mais baratos), o núcleo coordenador, na iteração seguinte, pode
disponibilizar o volume remanescente de gás para uso em indústrias ou refinarias.
127
Planejamento
Energético
Integrado
Setor
Petróleo
e Gás
Outros
Setores
Setor
Elétrico
Metas
Metas
Metas
Impactos
Impactos Impactos
Processo
Iterativo
Planejamento
Energético
Integrado
Setor
Petróleo
e Gás
Outros
Setores
Setor
Elétrico
MetasMetas
MetasMetas
MetasMetas
ImpactosImpactos
ImpactosImpactos ImpactosImpactos
Processo
Iterativo
Figura 3.4 – Planejamento Energético Integrado
3.3
O processo de planejamento [26-39]
O processo de planejamento energético caracteriza-se como um ciclo de
atividades continuado, dinâmico e evolutivo, envolvendo tanto o setor público
quanto o setor privado.
Desde os estudos prospectivos de longo prazo, cobrindo horizontes largos,
de até 30 anos, até o fornecimento de energia, passando pelos leilões de expansão
da oferta e pelas decisões de operação das usinas e da rede de transmissão, há um
fluxo de atividades que requer estudos especializados muitas vezes complexos e
envolve interesses, não raro, contraditórios.
Um processo assim sistematizado não tem correspondência no
planejamento econômico global do país. De acordo com o Plano 2015, “fora o
Plano Decenal, iniciado em 1964 pelo então Ministério do Planejamento, os
demais instrumentos de planejamento consideram prazos menores. (...) Assim, a
vinculação do planejamento do setor elétrico com o planejamento governamental
tem-se efetuado fundamentalmente no horizonte de curto prazo (5 anos)”. De fato,
desde a Constituição de 1988, o Plano Pluri-Anual – PPA é o principal
128
instrumento de planejamento governamental e o horizonte com que se ocupa
compreende um prazo muito mais curto.
3.3.1
Ciclo de planejamento da expansão do setor elétrico
A identificação de potenciais e aproveitamentos hidrelétricos, sobretudo
em bacias hidrográficas não completamente inventariadas, e o desenvolvimento
de tecnologias para transmissão de grandes blocos de energia a longa distância,
assim como a maturação de novas tecnologias de produção de energia, contribuem
para que seja muito largo o intervalo entre as primeiras decisões e o efetivo
aumento da oferta. Modernamente, o efeito da penetração do gás natural, afetando
tanto a demanda como a composição da oferta de energia elétrica, reforça essa
tendência. É nessas condições que, mais do que em sistemas elétricos de base
térmica, importa analisar horizontes de 20 e até 30 anos na discussão da estratégia
para a expansão da oferta de energia elétrica.
Esquematicamente, o ciclo de planejamento da expansão do setor elétrico
pode ser representado como na Figura 3.2. Todo o ciclo se apóia na definição das
políticas e diretrizes para o setor energético, em geral, e para o setor elétrico, em
particular, cuja responsabilidade e competência são atribuídas constitucionalmente
à União.
Figura 3.5 – Ciclo de Planejamento da Expansão do Setor Elétrico
129
Há aspectos que são definidos no âmbito do Congresso Nacional, do que
são exemplos os programas de incentivo ao desenvolvimento de fontes
alternativas, de eficiência energética e da universalização dos serviços de energia
elétrica ou, ainda, a exploração de potenciais energéticos em terras indígenas. Há
outros que, embora sob a responsabilidade do Executivo, são de tal relevância que
a própria lei instituiu um conselho de alto nível, de assessoramento da Presidência
da República, e lhe atribuiu competências específicas sobre determinadas matérias
– o CNPE. Há, por fim, a responsabilidade natural que, dentro da organização
administrativa do Executivo, foi reservada ao MME.
Vale salientar que esse é um processo que se auto-alimenta. Assim, se os
estudos e as pesquisas de planejamento dependem da definição de políticas e
diretrizes gerais e específicas, nessa definição se tomam em conta resultados
desses mesmos estudos e pesquisas, em processo de evolução continuada.
Para melhor compreensão, convém, contudo, que se faça um corte nesse
processo, tal que permita uma adequada aproximação. Assim, pode-se afirmar
que, a partir das definições das políticas e das diretrizes, se desenvolvem os
estudos e as pesquisas que irão efetivamente nortear a expansão do setor elétrico.
Esse conjunto de estudos e pesquisas quando sistematizados e continuados
constituem o ciclo de planejamento.
No ciclo de planejamento há duas naturezas de estudos e pesquisas. Um
orientado para os projetos de desenvolvimento energético, que irão constituir os
elementos básicos dos programas. Outro orientado para a integração desses
elementos, que irão constituir os planos de desenvolvimento.
No campo dos projetos, estão os estudos e levantamentos que irão
identificar os potenciais energéticos, a forma e os custos para seu
desenvolvimento. Nesse conjunto, considerando uma abordagem agregada, estão
os estudos do Balanço Energético e da Matriz Energética. Os primeiros têm uma
característica estatística e retrospectiva. Os estudos da Matriz, em complemento,
apresentam visão prospectiva. Todos reúnem um elenco de informações de caráter
estratégico que são fundamentais para a formulação das alternativas que, afinal,
irão compor os planos de expansão.
130
Considerando uma abordagem pontual, estão os estudos e pesquisas dos
potenciais energéticos. Incluem-se aí o levantamento e a avaliação dos potenciais
energéticos, considerando o estado da arte e as perspectivas do desenvolvimento
tecnológico e as condições de sustentabilidade sócio-ambiental.
O desenvolvimento desses estudos requer uma coordenação integrada que
a lei tem atribuído ao Estado tendo em vista o caráter estratégico de que se
revestem, seja pelo potencial de interferência sócio-ambiental, seja pelos
interesses econômicos que podem envolver, seja ainda pela própria competência
constitucional da União de prover adequadamente, ou criar as condições para o
adequado provimento, o suprimento de energia à sociedade
Assim, os estudos de inventário hidrelétrico de uma bacia hidrográfica, por
exemplo, costumam ser desenvolvidos por firmas especializadas, mas a condução
e a coordenação dos mesmos deve ser tal que garanta que o conceito de
aproveitamento ótimo do potencial, definido em lei, seja garantido. Como esse
conceito é definido em lei, é lícito supor que o aproveitamento será ótimo quando
assim visto pela sociedade e não necessariamente por algum agente particular.
Os resultados desses estudos e pesquisas são utilizados diretamente no
outro grupamento de análises, focados na formulação e na avaliação de
alternativas para a expansão do setor elétrico. Os planos daí decorrentes
compreendem horizontes de análise distintos, ditados pelos prazos de maturação
dos projetos. Assim, há o plano de longo prazo, indicador das tendências e das
estratégias, e há o plano de médio prazo, indicador da expansão em um plano
tático, com aplicação direta na instrução dos processos licitatórios que viabilizarão
efetivamente a expansão do sistema elétrico.
Naturalmente, esses estudos pressupõem conhecimento da demanda de
energia, suas características, seu perfil, sua distribuição espacial, seu potencial de
evolução. Esses estudos, por sua vez, devem se referir ao contexto mais amplo do
desenvolvimento econômico, inscritos que estão no cenário da economia nacional.
Assim, os estudos e pesquisas associados aos planos de expansão podem
ser subdivididos em vários, que compreendem a formulação de cenários
macroeconômicos, as projeções de mercado propriamente ditas, a formulação de
131
alternativas para expansão da geração e do sistema de transmissão, os custos
associados a essas alternativas, entre outros.
Como ponto comum desses estudos, além da clara interdependência entre
eles – afinal, pode-se afirmar, muito simplificadamente, que a configuração do
sistema de transmissão depende de que usinas geradoras serão construídas e que a
dimensão do parque gerador é função do mercado de energia ao qual se destinam
– há o fato de tratarem de informações de caráter nitidamente estratégico, pelo
potencial de interferência com o mercado e de mobilização de interesses
econômicos. Se a competição entre os agentes e interesses econômicos é a melhor
forma de assegurar o atendimento do interesse público em setor tão vital para a
economia como o setor elétrico, e essa é a idéia subjacente à determinação
constitucional de licitar as concessões do serviço público de energia elétrica,
deve-se procurar defendê-la e garantir as condições para que essa competição
efetivamente ocorra e que possam seus resultados ser revertidos para a sociedade.
Nesse sentido, o trato das informações estratégicas apresenta-se crucial.
Conforme já salientado, no caso brasileiro, a predominância do potencial
hidrelétrico requer, ainda, que o ciclo de planejamento compreenda um horizonte
necessariamente mais longo. Afinal a implantação de uma usina hidráulica
demanda, em geral, um prazo de maturação muito longo, desde a fase do
inventário do potencial energético até a efetiva operação, passando pela obtenção
das indispensáveis licenças ambientais.
Por fim, deve-se salientar que, modernamente, pelo potencial já
comprovado de penetração do gás natural na matriz energética e pela forma como
esse energético pode afetar a construção das estratégias de expansão do setor
elétrico, seja pelo lado da oferta, como efetiva alternativa, mundialmente
reconhecida, de produção de eletricidade, seja pelo lado da demanda, deslocando
a energia elétrica no uso final – por exemplo, no aquecimento ambiental ou da
água ou ainda e principalmente nos processos industriais – é mister que os estudos
admitam e explicitem a integração dos recursos energéticos.
No Brasil, esse elemento foi tradicionalmente negligenciado, seja pelas
barreiras institucionais que naturalmente dificultavam promover esse objetivo,
seja pelo estágio tecnológico de desenvolvimento do País, em especial das fontes
132
energéticas. O planejamento integrado dos recursos energéticos é, pois, um dos
grandes desafios que se apresentam.
3.3.2
Estudos de planejamento do setor elétrico
O planejamento do setor elétrico pode ser dividido em dois grandes grupos
de atividades, relacionados ao fim a que se destinam, quais sejam o planejamento
da operação e o planejamento da expansão do sistema. De fato, não obstante a
preocupação básica comum com o atendimento da demanda, a natureza do
problema a resolver em cada caso é fundamentalmente diferente. Se, por um lado,
o objetivo é assegurar o atendimento ao mercado, admitido um certo nível de
confiabilidade nesse atendimento (ou, de outra forma, um certo risco de
insuficiência de oferta), por outro coloca-se um problema clássico de otimização,
no qual, contudo, as funções objetivo são diferentes.
Dentro de uma classificação geral, pode-se subdividir o planejamento do
setor elétrico em dois níveis: o estratégico e o tático. Pode-se classificar o
planejamento da expansão no nível estratégico e o planejamento da operação no
nível tático.
Nos estudos do planejamento da operação o parque de produção é dado e,
portanto, invariante. Assim, o problema é buscar uma estratégia de utilização dos
recursos postos à disposição do sistema que minimize os custos operacionais. É,
pois, um problema de curto prazo. Já no planejamento da expansão, o problema é
escolher uma estratégia para incorporação de novas fontes de produção tal que
minimize não só os custos operacionais, mas também os custos de investimento.
Classicamente, é um problema de longo prazo.
Em adição, as características particulares do sistema elétrico brasileiro, em
que há preponderância da geração hidrelétrica de grande porte e estão presentes
expressivos intercâmbios de energia entre as diversões regiões do país, através de
extensas redes de transmissão em extra alta tensão, conduzem o planejamento da
expansão a estudos com horizontes de mais longo prazo.
133
Nos itens seguintes descrevem-se, em linhas gerais, esses estudos.
3.3.2.1
Estudos do planejamento da operação
De uma forma geral, o planejamento da operação foca sua análise nos
primeiros dois ou três anos do horizonte de estudo. Compreende vários estudos,
que incluem a avaliação do desempenho futuro do sistema e a avaliação de curto
prazo da operação. No primeiro grupo, destacam-se os estudos do planejamento
energético e do planejamento elétrico da operação e, mais recentemente, a
definição da curva de aversão a risco. Na avaliação de curto prazo destacam-se o
programa mensal de operação - PMO, os estudos de segurança operacional e as
diretrizes para a operação eletro-energética.
Os estudos do planejamento da operação energética são elaborados com
periodicidade anual e sujeitos a revisões quadrimestrais. Fornecem avaliações das
condições de suprimento sob o enfoque energético. Os relatórios do plano e suas
revisões apresentam resultados abrangendo um horizonte de até cinco anos no
futuro, analisando cenários de oferta e demanda, embora o foco sejam os
primeiros anos do horizonte.
Os estudos do planejamento da operação elétrica também têm
periodicidade anual. Seu objetivo é realizar o diagnóstico do desempenho do
sistema sob o ponto de vista de atendimento aos critérios e padrões estabelecidos.
Os estudos utilizam recursos de geração e rede de transmissão existente e levam
em conta a previsão da carga e o cronograma para a entrada em operação de novos
equipamentos de transmissão e geração, programados para o horizonte da análise,
a fim de, principalmente, indicar medidas operativas para que a operação atenda a
padrões e critérios pré-estabelecidos, identificar as restrições elétricas que
prejudiquem o objetivo de minimizar o custo da operação e subsidiar o Poder
Concedente na tomada de decisões.
A “curva de aversão a risco” representa a evolução, ao longo do tempo,
dos requisitos mínimos de armazenamento de energia de um subsistema,
necessários ao atendimento pleno da carga, sob hipóteses pré-definidas de
134
afluências, de intercâmbios interregionais e de carga e considerando toda a
geração térmica despachada no máximo. O objetivo é garantir níveis mínimos
operativos ao longo do período a que a curva se refere (dois anos). Em outras
palavras, para garantir o atendimento do mercado e assegurar a capacidade de
recuperação dos reservatórios, os níveis de armazenamento do reservatório
equivalente de uma região devem ser mantidos sempre acima da curva de aversão
ao risco ao longo de dois anos.
O PMO estabelece diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a
otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do sistema, segundo
procedimentos e critérios consubstanciados homologados pela ANEEL.
Os estudos de segurança operacional compreendem a análise das ações
voltadas à manutenção da segurança operacional elétrica que visam a aumentar a
capacidade do sistema de suportar contingências extremas, originadas,
freqüentemente, por defeitos múltiplos ou em cascata. Essas ações envolvem a
concepção de medidas automáticas simples e confiáveis, para fazer frente a um
elenco plausível de contingências extremas que representem ameaça à segurança
do SIN.
Por fim, outros estudos de suporte do planejamento operativo de curto
prazo servem de base para a definição das metas e diretrizes eletroenergéticas, que
são seguidas na programação diária e na operação em tempo real.
3.3.2.2
Estudos do planejamento da expansão
O planejamento da expansão do sistema é uma atividade ligada às decisões
de aumento da capacidade de atendimento ao mercado consumidor. Pode ser
dividido em duas etapas de estudos, função dos horizontes e das decisões
envolvidas: os estudos de longo prazo e os estudos de médio e curto prazo.
Os estudos de longo prazo abrangem um horizonte de até 30 anos e,
idealmente, são realizados com periodicidade mínima de quatro anos. O objetivo
básico é identificar as linhas mestras de desenvolvimento do sistema energético.
135
São exemplos típicos desses estudos o Plano Nacional de Energia de Longo Prazo
e o Estudo de Evolução da Matriz Energético.
Nos estudos de longo prazo procura-se analisar as estratégias de
desenvolvimento do sistema energético nacional para diferentes cenários de
crescimento da demanda e da conservação de energia, otimizando-se a
composição futura da oferta de energia, compreendendo as principais fontes
primárias disponíveis em cada região do país. No caso da energia elétrica, em
particular, examinam-se as principais alternativas para expansão do parque
gerador, assim como da capacidade dos principais troncos de transmissão e da
rede de gás. Os condicionantes desses estudos são a evolução do mercado, a
disponibilidade de fontes energéticas primárias, as tendências de evolução
tecnológica e os impactos ambientais das alternativas.
Desses estudos resultam diretrizes para os estudos de médio e curto prazo,
assim como programas de estudos de inventário hidrelétrico de bacias
hidrográficas e a indicação das necessidades de desenvolvimento de processos
tecnológicos e industriais.
Os estudos de médio e curto prazo cobrem um horizonte de 10 anos. São
os chamados Planos Decenais de Expansão do Setor Elétrico – PDEE, de caráter
indicativo, realizados com periodicidade anual, que apontam as condições de
contorno para a definição das diretrizes para os leilões de expansão da oferta
(geração e transmissão), os elementos requeridos na instrução desses processos
licitatórios e o programa de estudos de viabilidade de novos projetos de geração.
Nesses estudos busca-se o planejamento integrado da expansão da geração
e da transmissão de energia elétrica, considerando os condicionantes sócio-
ambientais. Assim, pode-se dizer que o objetivo do PDEE é indicar o conjunto
mais adequado de novos empreendimentos hidrelétricos, termelétricos, fontes
incentivadas e reforços em interligações, com suas respectivas datas estimadas
para implantação, considerando diferentes cenários de mercado, de modo a
orientar futuras ações governamentais e dos agentes do setor elétrico brasileiro. O
PDEE tem natureza estrutural e adota, como critério para estabelecimento do
plano de obras, o menor custo total (investimento e operação) e a menor
complexidade sócio-ambiental dos empreendimentos.
136
Deriva do PDEE, o Plano de Expansão da Transmissão – PDET, elemento
fundamental no processo de instrução dos leilões visando à expansão do sistema
de transmissão. Os estudos do PDET são complementados por análises específicas
das condições de atendimento às áreas em que são subdivididos os sistemas
elétricos. Essas análises poderão indicar necessidade de reforços e antecipações de
obras do plano decenal, tendo em vista as condições próprias de cada área. Em
geral, essas análises consideram e compatibilizam os estudos do planejamento da
operação com o planejamento da expansão, sendo um dos elementos importantes
na necessária articulação entre os dois focos de concentração de estudos.
Os estudos de longo prazo são caracterizados pela grande quantidade de
informações com pouca precisão em face do natural nível de incertezas que
envolve as variáveis básicas. Já os estudos de médio e curto prazo, uma vez
atendidas as diretrizes derivadas das análises de longo prazo, a condição de
economicidade dos programas de expansão, assim como de sustentabilidade
ambiental, tendem a ser determinantes, levadas em conta as restrições físicas e
financeiras e o reflexo de fatores conjunturais.
Os estudos do planejamento da expansão são desenvolvidos segundo um
ciclo regular de atividades, abordado na seção precedente.
3.3.2.3
Estudos especiais de apoio ao planejamento da expansão
Os estudos de planejamento guardam estreita relação com aqueles
necessários para o desenvolvimento de um projeto específico. Pela importância
dos estudos relacionados ao aproveitamento do potencial hidrelétrico, que
demandam muitas vezes longo prazo para sua realização, sendo mesmo
determinantes da abrangência do horizonte dos estudos de planejamento da
expansão da oferta, entende-se conveniente discorrer sobre as etapas de seu
desenvolvimento .
Em linhas gerais, os estudos para o aproveitamento do potencial
hidrelétrico iniciam-se com os estudos de inventário, nos quais é definida sua
concepção inicial. Segue-se a fase denominada estudo de viabilidade, onde
137
dimensiona-se o projeto do ponto de vista técnico, econômico, energético e sócio
ambiental. Esses estudos devem permitir subsidiar o processo de licitação da
concessão. As duas últimas etapas são o projeto básico e o projeto executivo, que
orientam a implantação do empreendimento.
Na Figura 3.6 se apresenta, esquematicamente, a seqüência desses estudos
especiais de apoio ao planejamento da expansão relacionando-os aos estudos de
expansão de longo e de médio prazo. A seguir é apresentada uma breve descrição
das etapas de desenvolvimento dos estudos de aproveitamentos hidrelétricos,
identificando suas interfaces com os setores de recursos hídricos e ambiental.
Leilões
de Expansão
Plano de
Longo Prazo
Plano de
Longo Prazo
Plano
Decenal
Plano
Decenal
de Expansão
Alternativas
Energéticas e
Tecnológicas
Estimativa
do Potencial
Hidrelétrico
Estudos de
Inventário
Estudos de
Viabilidade
Projeto
Básico
Projeto
Executivo
Operação
Leilões
de Expansão
Plano de
Longo Prazo
Plano de
Longo Prazo
Plano de
Longo Prazo
Plano de
Longo Prazo
Plano
Decenal
Plano
Decenal
de Expansão
Alternativas
Energéticas e
Tecnológicas
Estimativa
do Potencial
Hidrelétrico
Estudos de
Inventário
Estudos de
Viabilidade
Projeto
Básico
Projeto
Executivo
Operação
Figura 3.6 – Estudos especiais de apoio ao planejamento da expansão
do setor elétrico
• Estimativa do Potencial Hidrelétrico
A estimativa do potencial hidrelétrico é a etapa dos estudos em que se
procede à análise preliminar das características de uma bacia hidrográfica,
especialmente quanto aos aspectos topográficos, hidrológicos, geológicos e
ambientais. O objetivo básico é avaliar sua vocação para geração de energia
elétrica. Essa análise, exclusivamente pautada nos dados disponíveis, é feita em
138
escritório e permite uma primeira avaliação do potencial e da estimativa de custo
do aproveitamento da bacia e, ainda, a definição de prioridade para a etapa
seguinte. O potencial identificado é classificado em função do tipo de estudo da
seguinte forma:
Potencial Remanescente - É o resultado de estimativa realizada em
escritório, a partir de dados existentes, sem qualquer levantamento complementar,
considerando um trecho do curso d'água, via de regra a partir da cabeceira dos
rios, sem determinar os locais de implantação dos aproveitamentos;
Potencial Individualizado - É o resultado de estimativa realizada em
escritório para um determinado local, a partir de dados existentes ou
levantamentos expeditos, sem um levantamento de campo detalhado.
• Estudos de Inventário Hidrelétrico
Nos estudos de inventário hidrelétrico, são analisadas as alternativas
locacionais de barramentos em uma bacia hidrográfica. Nessa etapa se determina
o “aproveitamento ótimo” de que tratam os §§ 2º e 3º do art. 5º da Lei nº.
9.074/2005, ou seja, o potencial hidrelétrico de uma bacia hidrográfica.
Estabelece-se a melhor divisão de queda mediante a identificação do conjunto de
aproveitamentos que propicia o máximo benefício energético ao menor custo,
tendo como restrições os impactos sobre o meio ambiente.
Os potenciais hidráulicos são bens da União e, sendo assim, deve-se
necessariamente procurar sua utilização racional em benefício da sociedade. Do
ponto de vista estritamente setorial, o inventário hidrelétrico assume um papel
central na qualidade da expansão do setor, no sentido da economicidade e da
exeqüibilidade. Do ponto de vista ambiental, é o momento no qual se iniciam as
primeiras avaliações dos impactos causados pelo conjunto de aproveitamentos, os
efeitos cumulativos e as sinergias entre os diferentes projetos, assim como as
restrições impostas aos (e pelos) demais usos dos recursos hídricos, indicando-se
os meios de equacioná-los, mitigá-los ou minimizá-los, ressaltando-se, nesse
aspecto, a necessidade de análises e adequações dos aproveitamentos às diretrizes
dos Planos Nacional de Recursos Hídricos.
139
Os estudos de inventário se orientam pelo Manual de Inventário
Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas, que estabelece um conjunto de critérios,
procedimentos e instruções para a realização dos estudos. São realizados a partir
de dados secundários, complementados com informações de campo, e pautados
em estudos básicos hidrometeorológicos, energéticos, geológicos, ambientais e de
outros usos da água. Desse estudo resultam: a divisão de queda da bacia, o
conjunto de aproveitamentos hidrelétricos e sua energia firme, suas principais
características (reservatório de regularização, queda bruta, capacidade instalada),
estimativas de custo, índices custo-benefício, índices ambientais e a indicação de
priorização para implantação.
• Estudo de Viabilidade
Os estudos de viabilidade compõem a etapa de definição da concepção
global de um dado aproveitamento da alternativa de divisão de queda selecionada
na etapa anterior, visando sua otimização técnico-econômica e sócio ambiental,
bem como a avaliação mais precisa de seus benefícios e custos associados. Essa
concepção compreende o dimensionamento energético do aproveitamento, a
definição das obras de infra-estrutura local e regional necessárias à sua
implantação, a caracterização do reservatório e respectiva área de influência, dos
outros usos da água e das ações sócio ambientais associadas.
O documento “Instruções para Estudos de Viabilidade de Aproveitamentos
Hidrelétricos” estabelece orientações para programação, contratação, elaboração,
controle da execução e verificação da qualidade dos estudos de viabilidade,
constituindo-se basicamente em um termo de referência que contém as atividades
a serem desenvolvidas para comprovação da viabilidade técnica, econômica e
sócio-ambiental do aproveitamento.
Na fase de viabilidade têm início os estudos ambientais para atender aos
requisitos do processo de licenciamento, com a elaboração do Estudo de Impacto
Ambiental – EIA e do Relatório de Impacto sobre o Meio Ambiente – RIMA com
vistas à obtenção da Licença Prévia. Esses estudos têm importância significativa
para a concepção de projetos ambientalmente adequados, devendo ser conduzidos
140
de forma integrada com os estudos de engenharia, de modo a subsidiar
efetivamente a definição do projeto.
Os estudos de viabilidade e os EIA/RIMA são, ainda, os documentos que
subsidiam a obtenção da Declaração de Reserva de Disponibilidade Hídrica –
DRDH para o empreendimento, concedida pelos órgãos responsáveis pela gestão
dos recursos hídricos.
Dos estudos de viabilidade resultam a definição dos níveis máximo e
mínimo de montante, da altura de queda de projeto e de referência para
dimensionamento da turbina, o número de unidades geradoras e a capacidade total
instalada.
• Projeto Básico
Projeto básico é a etapa em que o aproveitamento é detalhado de forma a
permitir ao empreendedor, vencedor da licitação de concessão, a implantação do
empreendimento diretamente ou mediante a contratação das obras civis e do
fornecimento e montagem dos equipamentos hidromecânicos e eletromecânicos.
Nessa etapa se realiza, também, o Projeto Básico Ambiental, onde são detalhados
os programas sócio-ambientais definidos na viabilidade. Trata-se, portanto, do
aprofundamento do conhecimento sobre as medidas necessárias à prevenção,
mitigação ou compensação dos impactos identificados, até o nível de projeto,
preparando-os para a imediata implantação.
3.3.2.4
Planejamento da expansão da geração
O planejamento da expansão do setor elétrico brasileiro vem sendo feito
através de uma seqüência de estudos que considera horizontes temporais
decrescentes e aproximações sucessivas das decisões até a tomada de decisão
efetiva.
Estes estudos vêm sendo desenvolvidos atualmente em duas etapas
principais:
141
a) Estudos de Longo Prazo, consolidados na Matriz Energética
Nacional - MEN e no Plano Nacional de Energia – PNE;
b) Estudos de Curto Prazo, consolidados no Plano Decenal de Energia
Elétrica – PDEE e no Plano Determinativo da Expansão da Transmissão – PDET.
Os itens a seguir apresentam as principais características do PNE e do
PDEE, referentes ao sistema de geração.
• Estudos de Longo Prazo
O planejamento, sobretudo em setores de infra-estrutura, é uma atividade
essencial em qualquer contexto econômico, quer com maior ou menor intervenção
estatal. A Matriz Energética Nacional – MEN, com horizonte de até 30 anos e
periodicidade em torno de 5 anos, é um instrumento privilegiado para se simular
diferentes cenários de atendimento às demandas energéticas e avaliar seus efeitos:
gargalos de infra-estrutura, vulnerabilidades sistêmicas, riscos ambientais,
oportunidades de negócios, impactos de políticas públicas etc.
Deste estudo resultam os condicionantes para a elaboração do Plano
Nacional de Energia – PNE, em termos de estratégias de exploração das fontes
energéticas visando a segurança nacional e a promoção do desenvolvimento
sustentável.
O Plano Nacional de Energia - PNE, com horizonte de até 30 anos e
periodicidade em torno de 5 anos, procura analisar as estratégias de
desenvolvimento do sistema energético nacional para diferentes cenários de
crescimento da demanda e da conservação de energia, otimizando-se a
composição futura do parque gerador, compreendendo todas as principais fontes
primárias de geração disponíveis em cada região do país, assim como a
capacidade dos principais troncos de transmissão e redes de gás.
Os condicionantes para este estudo são a evolução do mercado, a
disponibilidade de fontes energéticas primárias para geração, as tendências de
evolução tecnológica e os impactos ambientais dos projetos.
142
Deste estudo resultam as diretrizes para os estudos de curto prazo, assim
como, as primeiras estimativas dos custos marginais de expansão de longo prazo,
com base nas alternativas de expansão da geração e da transmissão.
A partir dos resultados obtidos no PNE estabelece-se também um
programa de desenvolvimento tecnológico e industrial para o país na área
energética e uma priorização dos novos estudos de inventário de bacias
hidrográficas necessários.
• Estudos de Curto Prazo
O Plano Decenal de Energia Elétrica - PDEE, com horizonte de 10 anos e
periodicidade anual, busca um processo de planejamento integrado da expansão
da geração e da transmissão de energia elétrica, considerando os condicionantes
socioambientais.
O objetivo do PDEE é selecionar o conjunto mais adequado de novos
empreendimentos hidrelétricos, termelétricos, fontes com incentivos
governamentais e reforços em interligações, com suas respectivas datas estimadas
para implantação, considerando diferentes cenários de mercado, de modo a
orientar futuras ações governamentais e dos agentes do Setor Elétrico Brasileiro.
Este plano tem natureza estrutural, e adota como critério para estabelecimento do
plano de obras, o menor custo total (investimento e operação) e a menor
complexidade socioambiental dos empreendimentos.
Para esta configuração, são realizadas análises probabilísticas das
condições de suprimento de energia e potência e calculados os custos de expansão
e de operação resultantes. Dentre os condicionantes deste estudo pode-se
mencionar: os requisitos de mercado de cada subsistema, os prazos, custos e
viabilidade socioambiental dos empreendimentos, a continuidade e o
aproveitamento seqüencial adequado do potencial hidrelétrico e as localizações
das futuras unidades termelétricas.
Deste estudo resultam metas físicas e financeiras estimadas para um
programa global de investimentos na expansão da capacidade de geração,
transmissão e distribuição do SIN. A participação da iniciativa privada também é
143
levada em conta, seja como produtores independentes, como autoprodutores, ou
em consórcios para a construção de usinas hidrelétricas e termelétricas.
O plano também fornece orientações acerca da urgência de elaboração de
estudos de viabilidade para os projetos mais promissores de geração hidrelétrica,
que deverão participar das próximas licitações.
3.3.2.5
Planejamento da expansão do sistema de transmissão [40-48]
Estas mesmas considerações se aplicam quando se considera a rede
elétrica de transmissão, devendo também o aperfeiçoamento da cadeia de modelos
para planejamento e operação do sistema de transmissão se dar em consonância
com os modelos energéticos.
O objetivo do planejamento da expansão do sistema de transmissão é
definir onde, quando e quais reforços devem ser adicionados à rede elétrica para
propiciar um suprimento adequado de energia em função do crescimento do
mercado consumidor e da entrada de novas capacidades de geração.
Tem sido usual se dividir o horizonte de planejamento em curto, médio e
longo prazo, em função das decisões a serem tomadas e dos diferentes graus de
precisão das informações disponíveis, e.g., incertezas consideradas e nível de
detalhamento do sistema.
A análise de longo prazo visa definir, em seus contornos principais, as
linhas gerais de evolução do sistema de transmissão como um todo, traduzidas em
termos da topologia básica da rede, das rotas principais de fluxos de potência, dos
modos e níveis de tensão de transmissão ao longo das rotas principais, dos locais e
das capacidades das principais subestações. Neste horizonte é possível avaliar a
efetividade das soluções adotadas, identificar a adequação de soluções tradicionais
e a necessidade ou oportunidade de se inserir, como variável de planejamento,
uma nova tecnologia, em relação às usualmente adotadas. Este planejamento
também fornece um padrão de referência para o planejamento de médio prazo,
além de ser indispensável para as situações em que a maturação dos projetos
144
excedem muitas vezes o período de vigência de um planejamento de médio prazo,
como nos casos de alguns projetos hidrelétricos.
No médio prazo, a partir das configurações estabelecidas na análise de
longo prazo, passa-se a um nível maior de detalhamento do sistema de
transmissão associado a cada obra de geração, oferecendo-se, como resultado as
datas de entrada em operação de novas instalações de transmissão, chaveamento
ou transformação, necessidades globais de compensação reativa, parâmetros
básicos dos transformadores, geradores e sistemas de controle.
No horizonte de curto prazo realiza-se um confronto entre as condições
previstas no planejamento com as tendências atuais de crescimento do mercado e
com as reais possibilidades de se implementar as obras programadas para entrada
em operação nos prazos previstos. Por sua vez, a incompatibilidade verificada
entre as condições previstas e as tendências atuais leva, necessariamente, a revisão
do planejamento de médio prazo e, eventualmente, a uma revisão do horizonte de
longo prazo.
A solução do problema de planejamento da expansão da transmissão pode
ainda ser classificada em função da consideração de incertezas:
• determinística – quando não se considera aleatoriedades de forma
explícita;
• probabilística – quando se consideram saídas forçadas de
equipamentos, flutuações aleatórias da demanda e condições hidrológicas;
• sob incerteza – quando incertezas não probabilísticas, também
denominadas de exógenas, são consideradas, tais como cenários de crescimento
de consumo, localização de novas plantas de geração, etc.
Em geral, o problema de planejamento da expansão de transmissão tem
sido resolvido por meio de métodos determinísticos, baseados em comparações de
alternativas. As comparações são fundamentalmente de duas naturezas:
• técnica – relacionadas aos aspectos de desempenho elétrico da rede
em condições normais e sob contingências (critério de confiabilidade
determinístico, eg., N-1); e
145
• econômica – relacionadas aos custos das alternativas (investimento
mais perdas elétricas).
Dentre as alternativas que satisfazem o critério de desempenho (em
regimes permanente e dinâmico), escolhe-se aquela que apresenta o menor valor
presente dos custos.
Em geral, este método fornece um plano de referência. Entretanto, em
diversas situações, o plano de referência obtido pode implicar em investimentos
elevados, sem contudo garantir níveis adequados e equalizados de desempenho
entre as diversas áreas ou regiões do sistema.
A razão básica desta incapacidade é a não consideração do aspecto
aleatório do comportamento do sistema, devido às saídas forçadas de
equipamentos de geração e transmissão, bem como de flutuações da carga. Estes
aspectos somente podem ser capturados através da utilização de métodos
probabilísticos. Apesar da clara vantagem na utilização e adoção de critérios
probabilísticos, os mesmos são ainda muito pouco utilizados, especialmente
devido à dificuldade de fixar níveis adequados de confiabilidade.
Assim, este plano de referência pode ser aprimorado através da
consideração explícita de aspectos de confiabilidade probabilística. Um alternativa
é a utilização do valor econômico da confiabilidade como critério adicional em
análise de benefício/custo.
Neste sentido, o CEPEL iniciou o desenvolvimento de um arcabouço
metodológico e computacional para o planejamento da expansão de geração e
transmissão, incluindo o tratamento de incertezas. Entre estes modelos se inclui o
desenvolvimento do Modelo Computacional PLANTAC – Planejamento da
Expansão da Transmissão considerando a Rede AC e Confiabilidade.
Observe que o programa PLANTAC faz uso intensivo de análise de
confiabilidade composta, no caso o Programa NH2. Por sua vez, o programa NH2
combina um método de simulação estocástica (simulação Monte Carlo) com um
método de fluxo de potência ótimo não-linear, este último resolvido pelo método
de pontos interiores.
146
A etapa de elaboração do plano de referência pode ser sensivelmente
melhorada com a utilização dos custos marginais de confiabilidade (valores
esperados dos multiplicadores de Lagrange associado à solução do fluxo de
potência ótimo), oriundas das análises de confiabilidade realizados com o
Programa NH2.
A análise de confiabilidade ainda pode ser utilizada em uma metodologia
para a determinação da localização dos dispositivos de suporte de reativo, a qual
se constitui na etapa final do planejamento da expansão de transmissão.
Finalmente, todo este ferramental deve ser incluído em um arcabouço
metodológico que considere incertezas exógenas ao processo, e.g., cenários de
crescimento de consumo, de localização de plantas de geração, novas formas de
geração de energia elétrica, etc. Assim, poder-se-ia construir uma estratégia de
investimento de transmissão, ajustável à realização das incertezas. Observe que
este problema é de difícil solução, visto que há a necessidade de utilização de
técnicas de teoria da decisão e de programação matemática inteira mista, em
sistemas de grande porte.
3.4
Estudos diversos [26-37]
3.4.1
Estudos para definição de garantias físicas para a contratação de
energia
Tendo em vista o estabelecimento da Garantia Física dos
empreendimentos de geração para efeito de contratação de energia, dentre as
atribuições dos planejadores do setor elétrico encontra-se a determinação dos
valores de Energia Assegurada e Potência Assegurada dos empreendimentos de
geração hidrelétricos e termelétricos.
Consoante a Lei nº. 10.848, de 15 de março de 2004, art 1°, §7°, “o CNPE
proporá critérios gerais de garantia de suprimento, a serem considerados no
cálculo das garantias físicas e em outros respaldos físicos para a contratação de
147
energia elétrica, incluindo importação”. E, segundo o Decreto nº. 5.163 de 30 de
junho de 2004, art 4°, §2°, “O MME, mediante critérios de garantia de suprimento
propostos pelo CNPE, disciplinará a forma de cálculo da garantia física dos
empreendimentos de geração, a ser efetuado pela Empresa de Pesquisa Energética
- EPE, mediante critérios gerais de garantia de suprimento”.
A Portaria MME n° 303, de 18/11/2004, em seu Anexo I, define a
metodologia, as diretrizes e o processo de Cálculo da Garantia Física de Energia e
Potência de todos os empreendimentos de geração com o objetivo de efetivamente
garantir o seu lastro físico, com vistas à comercialização de energia via contratos.
A definição dessa garantia física é compatível com o critério de suprimento
adotado na expansão e operação do sistema elétrico nacional, definido pelo
CNPE, pelo qual o risco anual de déficit de energia não deve ultrapassar a 5% em
nenhum subsistema.
A Portaria nº. 303 previu também um processo gradual de implantação
desta metodologia e dos correspondentes Certificados de Energia Assegurada
(CEA) das usinas hidrelétricas e termelétricas pertencentes ao sistema existente na
data de sua publicação.
Desta forma, a cada usina é atribuído um CEA que é o respaldo físico
(“lastro”) para sua contratação, e que deve refletir a sua capacidade de produção
física sustentada (Barros, 2002). O Decreto nº. 2.655, de 02 de julho de 1998, em
seu art. 21º, parágrafo 4º, dispõe que a cada 5 anos, ou na ocorrência de fatos
relevantes, os valores de Energia Assegurada de cada usina sejam revisados. O
parágrafo 5º deste mesmo artigo estabelece que em cada revisão, a energia
assegurada de cada usina pode ser reduzida em no máximo 5% por ajuste e em até
10 % do valor de base constante no contrato de concessão durante a sua vigência.
No Sistema Interligado Nacional (SIN), o cálculo da Energia Assegurada é
feito simulando-se a operação do sistema de geração hidrotérmico com o modelo
NEWAVE, que avalia o percentual das 2000 séries sintéticas para as quais o
sistema não consegue atender ao mercado estabelecido em algum subsistema em
algum mês. Se este percentual for maior que 5% (100 séries em 2000, que é o
risco máximo admitido) a demanda é ajustada até que se alcance o atendimento
em 95% das séries. O somatório destas demandas ajustadas (ou cargas críticas)
148
resultantes para os quatro subsistemas corresponde à oferta global ou Energia
Assegurada do Sistema (EAS) com 95% de confiança.
Esta EAS é então repartida em um bloco hidráulico e um bloco térmico,
com base em uma ponderação pelo custo marginal de operação (CMO) das
gerações hidráulicas e térmicas que são obtidas na simulação com o modelo
NEWAVE. Após o cálculo do bloco hidráulico, procede-se à alocação
individualizada nas centrais de geração hidrelétrica, repartindo-se este bloco de
energia hidráulica proporcionalmente a energia firme de cada empreendimento
(geração média em período crítico).
Observe que os certificados de energia assegurada vigentes não
consideraram a evolução futura do uso múltiplo dos recursos hídricos em seu
dimensionamento (Kelman, 2004). Desta forma, se ao longo do tempo, a bacia a
qual uma hidrelétrica esta inserida, tem seus usos múltiplos de água aumentados,
isto pode significar que a capacidade de produção firme da usina seja diminuída.
Em atendimento ao Decreto nº. 2.655, de 1998, as energias asseguradas
serão revistas em breve. Para dar subsídios para essa revisão, foi realizada no ano
de 2003 uma revisão das séries de vazões naturais dos aproveitamentos em
operação ou com data prevista para entrada em operação até 2008, que
compreendeu, além de estudos de consistência de vazão, também a obtenção das
taxas mensais de evaporação e das vazões médias mensais, de retirada, de retorno
e de consumo, referentes aos usos consuntivos. Essas séries de vazões de usos
consuntivos abrangem o período histórico de 1931 a 2001. Os usos considerados
para elaboração das séries de vazões de consumo dos usos consuntivos foram:
irrigação, abastecimento urbano, abastecimento rural, criação animal e
abastecimento industrial. Para efeitos de simulação são considerados cenários
(estimativas) de retirada de água para o futuro (foram estimados valores até 2010,
que serão estendidos para o horizonte do planejamento).
Essas séries estão sendo utilizadas na revisão das séries de energia
assegurada e nos demais estudos de planejamento do setor elétrico, conforme
orientação da ANA, tendo como base a sua competência legal de definir as regras
de operação dos reservatórios de aproveitamentos hidrelétricos em articulação
com o ONS.
149
Com relação à expansão do sistema, ficou estabelecido que a metodologia
da Portaria nº. 303 seria aplicada ao cálculo das garantias físicas dos novos
empreendimentos de geração a partir de 01/01/2005.
3.4.2
Estudos para definição dos requisitos de expansão de interligações
Conforme mencionado na introdução, o planejamento da expansão do SIN
deve considerar não apenas as diversas opções de fontes geradoras disponíveis
mas também as interligações elétricas existentes e potenciais entre as diferentes
bacias hidrográficas sul-americanas, visando o aproveitamento da diversidade
hidrológica existente. Em outras palavras, o planejamento da expansão dos
sistemas de geração e transmissão de energia elétrica deve ser integrado, o quanto
possível.
Embora os modelos de decisão de investimentos disponíveis para o
planejamento da expansão como, por exemplo, o Modelo de Planejamento da
Expansão da Geração a Longo Prazo - MELP, desenvolvido pelo CEPEL, tenham
por objetivo determinar um vetor de decisões de investimento – reforços em
usinas geradoras e interligações - que minimize o valor presente do custo total de
investimento e operação ao longo do período de planejamento, existem algumas
dificuldades para se incluir o custo dos reforços nas interligações.
O custo de se reforçar uma interligação regional depende do projeto
específico das linhas de transmissão e subestações a serem construídas, os quais
por sua vez dependem de muitos fatores técnicos, econômicos e ambientais, a
começar pelo valor do fluxo de potência a ser transportado pela interligação e seu
perfil de variação ao longo do tempo.
Desta forma, torna-se necessário adotar um processo iterativo de
planejamento que pode ser descrito resumidamente da seguinte forma:
a) Execute o modelo de decisão de investimentos utilizando variáveis
contínuas para representar os reforços nas interligações e
admitindo custos unitários nulos. O resultado da otimização da
150
expansão indicará os valores máximos admissíveis para os reforços
nas interligações (em condições ideais), dados os cenários de
expansão da geração e da carga nos diversos subsistemas.
b) Com base nas seqüências de valores de acréscimos de potência
obtidos, fazer um estudo preliminar dos reforços de transmissão
necessários em cada interligação ao longo do período de
planejamento e seus respectivos custos de investimento e operação
(perdas de energia).
c) Execute novamente o modelo de decisão de investimentos,
utilizando agora variáveis discretas para representar os reforços nas
interligações e considerando seus respectivos custos unitários
estimados.
d) Se a solução ótima não se alterar, o processo iterativo termina.
Caso contrário, volte para o passo (b) refazendo o estudo de
reforços da transmissão onde for necessário.
O processo iterativo descrito acima converge em poucas iterações. Ao
final do processo, obtém-se uma solução ótima integrada geração-transmissão.
3.5
Etapas de estudos e projetos para a implantação de um
aproveitamento hidrelétrico [26-37]
Os estudos de planejamento guardam estreita relação com aqueles
necessários para o desenvolvimento de um projeto específico, ou seja, para o caso
dos aproveitamentos hidrelétricos, desde os estudos de inventário, onde é definida
sua concepção inicial tendo em vista o melhor aproveitamento do potencial
hidrelétrico da bacia hidrográfica, passando pelo desenvolvimento do projeto com
mais detalhes nos estudos de sua viabilidade técnica econômica, energética e
sócio ambiental, para subsidiar o processo de licitação da concessão, até a
aprovação do seu projeto básico e, finalmente, no projeto executivo para orientar a
151
construção. A figura 3.7 esquematiza a seqüência de estudos do setor elétrico e as
etapas de desenvolvimento de projetos hidrelétricos.
Plano de
Longo Prazo
(MME)
Alternativas
Energéticas e
Tecnológicas
Plano
Decenal
(MME)
Estudos de
Inventário
Estudos de
Viabilidade
Programa
de Licitação
(ANEEL)
Projeto
Básico
Projeto
Executivo
Operação
Plano de
Longo Prazo
(MME)
Alternativas
Energéticas e
Tecnológicas
Plano
Decenal
(MME)
Estudos de
Inventário
Estudos de
Viabilidade
Programa
de Licitação
(ANEEL)
Projeto
Básico
Projeto
Executivo
Operação
Figura 3.7 – Planejamento do setor elétrico e as etapas de desenvolvimento de
novos aproveitamentos
A seguir serão descritas as etapas de desenvolvimento de aproveitamentos
hidrelétricos, onde serão identificadas e discutidas as suas interfaces com os
setores de recursos hídricos e ambiental.
3.5.1
Estimativa do potencial hidrelétrico de bacias hidrográficas
A Estimativa do Potencial Hidrelétrico é a etapa dos estudos em que se
procede a análise preliminar das características de uma bacia hidrográfica,
especialmente quanto aos aspectos topográficos, hidrológicos, geológicos e
ambientais, no sentido de verificar sua vocação para geração de energia elétrica.
Essa análise, exclusivamente pautada nos dados disponíveis, é feita em escritório
152
e permite a primeira avaliação do potencial e estimativa de custo do
aproveitamento da bacia hidrográfica e a definição de prioridade para a etapa
seguinte, sendo classificado em função do tipo de estudo:
Potencial Remanescente - É o resultado de estimativa realizada em
escritório, a partir de dados existentes, sem qualquer levantamento complementar,
considerando um trecho do curso d'água, via de regra a partir da cabeceira dos
rios, sem determinar os locais de implantação dos aproveitamentos;
Potencial Individualizado - É o resultado de estimativa realizada em
escritório para um determinado local, a partir de dados existentes ou
levantamentos expeditos, sem um levantamento de campo detalhado.
3.5.2
Estudos de inventário hidrelétrico
Nos Estudos de Inventário Hidrelétrico, são analisadas as alternativas
locacionais de empreendimentos em uma bacia hidrográfica. É nesta etapa que se
determina o potencial hidrelétrico de uma bacia hidrográfica e se estabelece a
melhor divisão de queda, de que trata o §3º do art. 5º da Lei nº. 9.074, de 7 de
julho de 1995, mediante a identificação do conjunto de aproveitamentos que
propiciem um máximo de energia ao menor custo, aliado a um mínimo de efeitos
negativos sobre o meio ambiente.
Em virtude dos potenciais hidráulicos serem bens da União, devem
necessariamente ter garantida a sua utilização racional em benefício da sociedade.
Do ponto de vista estritamente setorial, o inventário hidroelétrico assume um
papel central na determinação da boa qualidade da expansão do setor no sentido
da economicidade e da exeqüibilidade. Do ponto de vista ambiental, é o momento
no qual se iniciam as primeiras avaliações dos impactos socioambientais do
conjunto de aproveitamentos sobre a bacia hidrográfica, os efeitos cumulativos e
as sinergias entre os diferentes projetos, e as restrições impostas pelos demais
usos dos recursos hídricos, e buscam-se os meios de equacioná-los ou minimizá-
los.
153
Nesta fase, podem ser identificados também os diferentes atores e os
interesses dos demais agentes usuários da água na bacia hidrográfica em estudo,
ressaltando-se neste aspecto a necessidade de análises e adequações dos
aproveitamentos às diretrizes dos Planos de Recursos Hídricos.
Assim, o Manual de Inventário Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas
estabelece um conjunto de critérios, procedimentos e instruções para a realização
do inventário do potencial hidrelétrico de bacias hidrográficas.
Os estudos são realizados a partir de dados secundários, complementados
com informações de campo, e pautada em estudos básicos hidrometeorológicos,
energéticos, geológicos, ambientais e de outros usos d’água. Desse estudo
resultam: a divisão de queda da bacia, o conjunto de aproveitamentos hidrelétricos
e sua energia firme, suas principais características (reservatório de regularização,
queda bruta, capacidade instalada), estimativas de custo, índices custo-benefício e
índices ambientais.
Nesta fase, os estudos hidrológicos precisam conter todas as informações
consistidas e homogeneizadas para toda bacia, discriminando e detalhando
satisfatoriamente, a base de dados e a metodologia utilizada para obtenção dos
elementos relacionados à estimativa do potencial energético, como séries de
vazões médias mensais nos barramentos propostos, vazões de cheia, curva de
permanência, curvas-chave, dados de evaporação e evapotranspiração, bem como
precipitação. Esses estudos hidrológicos são o ponto de partida para identificação
do potencial energético da bacia, por isto devem estar bem embasados para não
comprometerem estudos futuros.
Os usos múltiplos dos recursos hídricos são tratados no Manual de
Inventário Hidrelétrico como condicionantes à formulação de alternativas de
divisão de queda na construção do cenário-base, que considera informações
relacionadas a planos diretores de desenvolvimento integrado e a planos setoriais
procurando-se obter um retrato realista, objetivando compatibilizar as
possibilidades de desenvolvimento da bacia, especificando para cada trecho de rio
da bacia hidrográfica em estudo, as parcelas de vazão e queda comprometidas
com os outros usos da água que limitam a geração de energia, em relação aos
quais os benefícios energéticos das alternativas serão avaliados. Entretanto, os
154
potenciais impactos positivos e negativos das atividades de “usos múltiplos” não
são computados na avaliação, pois os mesmos devem ser objeto das avaliações
setoriais correspondentes.
Os estudos ambientais desenvolvidos nesta fase têm como objetivo
promover o conhecimento das principais questões ambientais da bacia
hidrográfica e avaliar os efeitos da implantação do conjunto de aproveitamentos,
tendo em vista subsidiar a formulação das alternativas de divisão de queda e a
tomada de decisão. Para a comparação entre as alternativas em termos de seus
impactos ambientais, são atribuídos valores e pesos aos aspectos ambientais
envolvidos, como Ecossistemas Terrestres, Ecossistemas Aquáticos, Modos de
Vida, Populações Indígenas, Organização Territorial e Base Econômica, na
definição dos aproveitamentos possíveis, buscando incorporar estas variáveis no
processo decisório. Entretanto, o Manual estabelece que os valores e pesos são
definidos pela equipe técnica responsável pelos estudos, baseado nos contatos
com os diversos setores atuantes na bacia.
Cumpre ressaltar que, no esforço de aperfeiçoamento contínuo exercido
pelo setor elétrico na abordagem dos aspectos socioambientais, vem sendo
desenvolvida e aplicada a metodologia para a elaboração de estudos de Avaliação
Ambiental Integrada – AAI do conjunto de aproveitamentos hidrelétricos (em
operação, em construção e planejados) em uma mesma bacia hidrográfica. Essa
metodologia está sendo aplicada para bacias hidrográficas com estudos de
inventário já realizados há algum tempo, onde já existem empreendimentos em
operação, ou com concessão, ou ainda para aquelas bacias com estudos de
inventário realizados mais recentemente, sem que entretanto tenham sido
destacados os efeitos cumulativos e sinérgicos da implantação dos diversos
projetos. A revisão do Manual de Inventário, ora em andamento, está
incorporando procedimentos dessa metodologia, de modo a reforçar e destacar a
abordagem desses efeitos.
No Apêndice A está descrito o sistema computacional SINV desenvolvido
para aplicação dos critérios energéticos, recursos hídricos e ambientais, definidos
no Manual de Inventário Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas, para determinar a
melhor alternativa de divisão de quedas de uma bacia hidrográfica.
155
3.5.3
Estudo de viabilidade
O Estudo de Viabilidade é a etapa que se determina o “aproveitamento
ótimo” de que tratam os §2º e 3º do art. 5º da Lei nº. 9.074, de 7 de julho de 1995,
de um dado aproveitamento integrante da melhor alternativa de divisão de queda
estabelecida na etapa anterior, visando sua otimização técnico-econômica e sócio
ambiental, bem como a avaliação de seus benefícios e custos associados.
Essa concepção compreende o dimensionamento energético do
aproveitamento, as obras de infra-estrutura local e regional necessárias à sua
implantação, o seu reservatório e respectiva área de influência, os outros usos da
água e as ações sócio ambientais correspondentes.
A análise para esta etapa consiste na verificação da sua compatibilidade
com os estudos anteriores, atualização dos dados e melhor detalhamento das
informações relacionadas a segurança e vida útil do empreendimento e suas
interferências com outros usos da água na bacia hidrográfica.
O documento “Instruções para Estudos de Viabilidade de Aproveitamentos
Hidrelétricos” (ELETROBRÁS 1997b) estabelece orientações para programação,
contratação, elaboração, controle da execução e verificação da qualidade dos
estudos de viabilidade, constituindo basicamente um termo de referência, que
contêm as atividades que devem ser desenvolvidas para comprovação da
viabilidade técnica, econômica e sócio ambiental de aproveitamentos
hidrelétricos.
Nesta fase têm início os estudos ambientais para atender aos requisitos do
processo de licenciamento, com a elaboração do EIA/RIMA para obtenção da
Licença Prévia. Esta licença, conforme estabelecido na resolução CONAMA 237/
é “concedida na fase preliminar do planejamento do empreendimento aprovando
sua localização e concepção, atestando a viabilidade ambiental e estabelecendo os
requisitos básicos e condicionantes a serem atendidos nas próximas fases de sua
implementação”. Estes estudos têm importância significativa para a concepção de
projetos ambientalmente adequados, devendo ser conduzidos de forma integrada
com os estudos de engenharia, de modo a subsidiar efetivamente a definição do
156
projeto. Destes estudos resultam os valores preliminares para os níveis máximo e
mínimo de montante, a queda de projeto e queda de referência da turbina, o
número de unidades geradoras e a capacidade total instalada.
Os estudos de viabilidade e os EIA/RIMA são documentos que subsidiam
também a obtenção da Declaração de Reserva de Disponibilidade Hídrica
(DRDH) para o empreendimento pelos órgãos de recursos hídricos.
As questões relativas aos usos múltiplos do reservatório deverão ser
tratadas cuidadosamente nesta etapa, sendo considerados os usos atuais e
potenciais, bem como a existência de conflitos com usuários da água. Neste
sentido, devem ser observadas as prioridades de uso estabelecidas nos Planos de
Recursos Hídricos das bacias, bem como as metas e programas de racionalização
de uso dos recursos hídricos. É importante a articulação com outros
setores/agentes envolvidos em ações de desenvolvimento na bacia.
Segundo a Lei nº. 10.847/2004, compete à EPE desenvolver estudos de
viabilidade técnica –econômica e socioambiental para os empreendimentos de
energia elétrica, bem como efetuar o acompanhamento da execução de projetos e
estudos de viabilidade realizados por agentes interessados e devidamente
autorizados.
No caso de aproveitamentos enquadrados na condição de pequenas
centrais hidrelétricas - PCHs, que são os aproveitamentos com potência superior a
1 MW e igual ou inferior a 30 MW, com área total de reservatório igual ou
inferior a 3 Km2; conforme especificado na resolução ANEEL nº. 652/03; não é
realizada esta etapa dos estudos, passando-se diretamente dos estudos de
inventário para o projeto básico.
3.5.4
Projeto básico
O Projeto Básico é a etapa em que o aproveitamento é detalhado de forma
a permitir à empresa ou ao grupo vencedor da licitação de concessão à
implantação do empreendimento diretamente ou através de contratação de outras
157
companhias para a execução das obras civis e do fornecimento e montagem dos
equipamentos hidromecânicos e eletromecânicos.
Nesta etapa se realiza, também, o Projeto Básico Ambiental, onde são
detalhados os programas sócio-ambientais definidos nos Estudos de Viabilidade.
Trata-se, portanto, de aprofundar o conhecimento sobre as medidas necessárias à
prevenção, mitigação ou compensação dos impactos identificados, até o nível de
projeto, preparando-os para a imediata implantação.
O roteiro básico para a elaboração de projeto básico de usinas hidrelétricas
para aproveitamentos de médio e grande porte com potências maiores que 30 MW
ou aqueles que não atendam a resolução ANEEL nº. 652/03 é apresentado no
documento “Diretrizes para elaboração de projeto básico de usinas hidrelétricas”,
publicado pela Eletrobrás (1999a). O roteiro básico para a elaboração dos estudos
e projetos de pequenas centrais, é apresentado no documento “Diretrizes para
estudos e projetos básicos de pequenas centrais hidrelétricas – PCH”, publicado
pela Eletrobrás (1999b).
3.5.5
Projeto executivo
Finalmente, o Projeto Executivo é a etapa em que se processa a elaboração
dos desenhos de detalhamento das obras civis e dos equipamentos hidromecânicos
e eletromecânicos, necessários à execução da obra e à montagem dos
equipamentos. Nesta etapa são tomadas todas as medidas pertinentes à
implantação do reservatório.
3.6
Cadeia de modelos computacionais para o planejamento da
operação e da expansão do sistema elétrico brasileiro [21-25, 49-51]
Com relação a programas computacionais para o setor elétrico, o Brasil é
hoje o único país em desenvolvimento que possui uma solução própria, completa,
158
de padrão internacional. E na área energética, sem similares, devido às
características únicas do nosso sistema.
A Cadeia de Programas Computacionais, é de extrema importância para a
segurança energética e soberania tecnológica nacionais, sendo utilizada pelo
MME, ONS, CCEE, EPE e agentes para o planejamento, operação e
comercialização de energia.
O CEPEL, com o apoio técnico e financeiro da ELETROBRÁS, vem
desenvolvendo e mantendo no estado-da-arte este patrimônio tecnológico. Trata-
se de um dos maiores e mais estratégicos da engenharia nacional. Este
desenvolvimento vem ocorrendo há mais de 30 anos, e conta ainda com o apoio
de técnicos de universidades e de todo o setor elétrico brasileiro.
As Figuras 3.8 e 3.9 mostra a cadeia de modelos computacionais
desenvolvida pelo CEPEL para planejamento da Expansão e da Operação do
sistema de Geração e Transmissão, respectivamente. No caso da cadeia
energética, os horizontes de estudo vão desde 20 a 30 anos, com discretizações
anuais, até 1 semana, com discretizações horárias.
Conforme já mencionado, em um sistema com as características do
sistema brasileiro é indubitável o ganho obtido através da coordenação e
otimização do planejamento da expansão e da operação do parque gerador. No
entanto, esta coordenação é bastante complexa do ponto de vista técnico, tendo
sido necessário o desenvolvimento, com tecnologia nacional, de modelos
matemáticos e programas computacionais para dar suporte às decisões.
No planejamento da expansão, um dos desafios é definir planos e
estratégias de investimentos para construção de novas usinas e de novos troncos
de interconexão que venham assegurar um suprimento confiável e de menor custo
para a demanda futura de eletricidade. O planejamento do setor energético é de
responsabilidade do MME, sendo subsidiado pelos estudos realizados pela recém-
criada EPE. O CEPEL tem contribuído nesta atividade, por meio do
desenvolvimento de uma cadeia de metodologias e programas computacionais,
cujo modelo principal é o MELP. Aspectos importantes como os sócio-ambientais
e de uso múltiplo da água passam a ser considerados de forma mais completa na
159
elaboração de inventários de bacias hidrográficas. Da mesma forma, a avaliação
ambiental integrada passa a ser considerada desde as fases iniciais do processo de
planejamento.
Naturalmente, em virtude do horizonte de tempo considerado, a
representação do sistema no modelo MELP é simplificada. Assim, a estratégia
resultante precisa ser refinada quando se vai o horizonte decenal. Neste último
caso, é utilizado um modelo mais detalhado da representação do sistema: o
modelo NEWAVE. Na realidade, este modelo faz a ligação não apenas entre os
planejamentos da expansão de longo e curto prazos, mas também entre os
planejamentos da expansão e da operação.
Por outro lado, também é necessário definir uma estratégia ótima para a
operação do sistema elétrico brasileiro. O planejamento, programação e despacho
centralizados dos recursos de geração são realizados pelo ONS. Para este fim, o
CEPEL desenvolveu uma cadeia de metodologias e programas computacionais,
cujos principais modelos são o NEWAVE, DECOMP e DESSEM. Em uma
primeira etapa, definem-se as metas ótimas de geração hidrelétrica e termelétrica
para as diversas regiões do país, bem como os intercâmbios energéticos entre elas
(NEWAVE). Em uma segunda etapa, são definidas as metas ótimas semanais de
geração para cada usina hidrelétrica considerando-se restrições locais (DECOMP).
Estas metas de geração são posteriormente refinadas na programação da operação
do dia seguinte, levando-se em consideração a cronologia da curva de carga,
restrições operativas ao nível de unidades geradoras e a modelagem DC da rede
elétrica (DESSEM). Os custos marginais fornecidos pelos diversos modelos são
utilizados pela CCEE para formar a base do preço do mercado de curto prazo.
Compõem também esta cadeia modelos para previsão e geração de
cenários sintéticos de vazões aos diversos aproveitamentos hidrelétricos, estudos
de prevenção de cheias, análise de investimentos em projetos de geração de
energia, e metodologias para a incorporação da dimensão ambiental nas diversas
etapas do processo de planejamento dos empreendimentos do setor elétrico, além
da avaliação do potencial energético de sistemas isolados.
Com relação aos programas computacionais na área de planejamento e
operação elétrica , o CEPEL também desenvolveu um conjunto de metodologias
160
e programas computacionais para a análise, planejamento, operação, controle e
confiabilidade do sistema elétrico brasileiro. Os programas computacionais do
CEPEL possibilitaram uma sólida capacitação nacional na solução de desafios
associados ao planejamento e operação deste sistema, de dimensões continentais e
características únicas no mundo.
Os programas ANAREDE, NH2, FLUPOT, PLANTAC, entre outros,
permitem realizar estudos para o planejamento da operação e da expansão do
sistema de transmissão, visando manter os níveis de confiabilidade e continuidade
ao menor custo. Estas ferramentas também podem ser combinadas, trazendo
ganhos sinérgicos. Por exemplo, o NH2 permite a avaliação de milhares de
cenários para identificar situações críticas que podem ser detalhadamente
analisadas pelos programas ANAREDE e FLUPOT.
Para se reduzir a vulnerabilidade do sistema frente a perturbações, que
podem causar danos a equipamentos, instabilidade da carga ou entre as usinas
geradoras, e ainda desligamentos em cascata e blecautes, são fundamentais os
estudos do comportamento dinâmico do sistema. Estes podem ser realizados com
a utilização dos programas ANATEM, para simulação das mais diversas
perturbações de grande porte, e PACDYN, para análise e controle de oscilações
eletromecânicas e sub-síncronas, via localização e ajuste de dispositivos de
controle.
Outros estudos se fazem necessários para assegurar a segurança e
qualidade operativa da rede elétrica. O programa ANAFAS auxilia no
dimensionamento de equipamentos e na coordenação da proteção do sistema,
enquanto o programa HARMZs determina os níveis de distorção harmônica na
rede elétrica.
Todos os programas são continuadamente melhorados, tendo sido
agregadas novas funcionalidades que permitem a edição de diagramas unifilares, a
visualização de resultados através de gráficos ou tabelas e estão sendo integrados
através de uma base de dados comum que se constitui no sistema SAPRE.
O Apêndice descreve as características básicas dos principais programas.
161
Figura 3.8 – Cadeia de modelos computacionais para o planejamento da
operação e da expansão energética do sistema elétrico brasileiro
ANAREDE
Análise de Redes
ANATEM
Simulação de Transitórios
Eletromecânicos
PacDyn
Análise de Estab. A
Pequenos Sinais
N H 2
Simulação Probabilística
e Confiabilidade
FLUPOT
Fluxo de Potência
Ótimo
ANAFAS -
ANAQUALI
Análise de Curto Circuito
e Afundamento de Tensão
FormCepel
Gerador de Relatórios
PlotCepel
Ferramenta de
Plotagem
BINARY
FILES
ASCII
FILES
SAPRE
Banco de Dados
e IHM
PLANTAC
Planej. de Transmissão
ANAREDE
Análise de Redes
ANAREDE
Análise de Redes
ANATEM
Simulação de Transitórios
Eletromecânicos
ANATEM
Simulação de Transitórios
Eletromecânicos
PacDyn
Análise de Estab. A
Pequenos Sinais
PacDyn
Análise de Estab. A
Pequenos Sinais
PacDyn
Análise de Estab. A
Pequenos Sinais
N H 2
Simulação Probabilística
e Confiabilidade
N H 2
Simulação Probabilística
e Confiabilidade
FLUPOT
Fluxo de Potência
Ótimo
FLUPOT
Fluxo de Potência
Ótimo
ANAFAS -
ANAQUALI
Análise de Curto Circuito
e Afundamento de Tensão
ANAFAS -
ANAQUALI
Análise de Curto Circuito
e Afundamento de Tensão
FormCepel
Gerador de Relatórios
FormCepel
Gerador de Relatórios
PlotCepel
Ferramenta de
Plotagem
PlotCepel
Ferramenta de
Plotagem
BINARY
FILES
ASCII
FILES
BINARY
FILES
ASCII
FILES
SAPRE
Banco de Dados
e IHM
SAPRE
Banco de Dados
e IHM
PLANTAC
Planej. de Transmissão
PLANTAC
Planej. de Transmissão
Figura 3.9 – Cadeia de modelos computacionais para o planejamento da
operação e da expansão elétrica do sistema elétrico brasileiro
4
Planejamento da Expansão de Curto Prazo – Principais
Resultados do Plano Decenal de Energia 2006-2015 [52]
4.1
Introdução
O diagrama da figura 4.1 ilustra, de forma esquemática, as principais
atividades associadas ao processo do planejamento decenal, indicando os
principais estudos e seus produtos, bem como as diretrizes para sua realização e os
dados necessários. É evidenciada, em particular, a integração e interdependência
das quatro frentes de estudos focalizadas, a saber: mercado de energia elétrica,
expansão da geração, expansão da transmissão e os estudos socioambientais.
163
Figura 4.1 – Geral dos Estudos Associados ao Plano Decenal
164
4.2
Mercado de energia elétrica
4.2.1
Apresentação
A seguir, apresentam-se os principais resultados dos estudos de mercado,
para o decênio 2006-2015, realizados pela Empresa de Pesquisa Energética –
EPE, sob contrato do Ministério de Minas e Energia, no âmbito do ciclo de
planejamento 2005, com o objetivo de subsidiar o planejamento decenal da
expansão do parque elétrico nacional: expansão da geração e da rede de
transmissão.
Cabe ressaltar que, apesar de estarem previstas interligações de sistemas
isolados, ao longo do horizonte decenal, as projeções de mercado e carga do
Sistema Interligado Nacional – SIN não incorporam as cargas a ser interligadas,
uma vez que as respectivas datas de interligação dependerão dos estudos da
expansão da oferta da expansão ainda em curso.
4.2.2
Cenários e Premissas
Tendo como base os cenários macroeconômicos, definiram-se três
trajetórias plausíveis para a evolução da economia brasileira. A trajetória de
referência é considerada como sendo a mais provável. As trajetórias alta e baixa
serão utilizadas nos estudos de sensibilidade do planejamento da expansão do
setor elétrico, apresentadas na Tabela 4.1.
Tabela 4.1 – Taxa de Crescimento do PIB (% ao ano) – Brasil
165
4.2.3
População e Domicílios
Para a evolução futura da população e dos domicílios foi considerada
apenas uma projeção, dado que essas variáveis apresentam um grau de incerteza
relativamente reduzido, quando comparado, por exemplo, com a evolução da
economia. Os valores projetados de população e de domicílios, para o Brasil, são
apresentados na tabela 4.2. Utilizou-se como base de informações, os estudos do
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE e o trabalho “Estimativas da
População e Domicílios para os Estudos de Previsão do Mercado de Energia
Elétrica da Classe Residencial, 2004-2014”, publicado em 2004 pelo Comitê
Técnico para Estudos de Mercado – CTEM do Comitê Coordenador do
Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos – CCPE.
Tabela 4.2 – População e Domicílios (mil) – Brasil
4.2.4
Autoprodução de Energia Elétrica
Os valores de autoprodução clássica considerados, na trajetória de
referência, são apresentados na tabela 4.3.
166
Tabela 4.3 – Autoprodução Clássica (TWh) – Brasil – Trajetória de Referência
Os valores projetados para consumo dos grandes consumidores industriais
de energia elétrica são apresentados na tabela 4.4.
Tabela 4.4 – Consumo de Energia Elétrica dos Grandes Consumidores
Industriais (TWh) Brasil – Trajetória de Referência
Os percentuais do consumo indicativos do potencial de conservação, para
a trajetória de referência, são apresentadas na tabela 4.5, para o Sistema
Interligado Nacional, por classe de consumo.
167
Tabela 4.5 – Percentuais (do Consumo) Indicativos do Potencial de Conservação
(%) Brasil – Trajetória de Referência
4.2.5
Projeções do Consumo de Energia
A partir dos cenários e premissas formuladas nos estudos de mercado,
foram elaboradas três projeções para o consumo total de energia elétrica, que
incluem a autoprodução clássica para fins de comparação com a evolução do PIB.
Considerando o período 2005-2015, na trajetória de referência, o consumo
de energia elétrica demandado do setor elétrico evolue de 346,1 TWh em 2005
para 566,8 TWh em 2015, com um crescimento ao ano de 5,1% no horizonte
decenal. Em 2010, ano de especial interesse em razão dos leilões de energia nova
dedicados à expansão da oferta no novo arranjo institucional do setor elétrico,
atinge 443,5 TWh. Incluindo a autoprodução clássica, estima-se que o consumo
de energia elétrica no país em 2015 atinja 617,7 TWh, com uma taxa média de
crescimento de 5,2% ao ano, indicando uma elasticidade, no período decenal de
1,23. As tabelas 4.6, 4.7, 4.8 e 4.10 mostram, de forma sintética, os valores das
projeções para consumo de energia elétrica demandado pelo setor, com e sem
autoprodução, respectivamente.
As elasticidades-renda resultantes são maiores do que a unidade, porém
menores do que as verificadas historicamente. Isto reflete um mercado mais
maduro e fazendo uso mais racional da energia elétrica. Pode-se observar que, os
168
valores da elasticidade no segundo período são significativamente inferiores aos
do primeiro, como resultado do progressivo incremento da conservação de energia
e da eficiência elétrica da economia.
Na classe residencial, projeta-se um crescimento médio de 5,6%, no
período 2005-2015, com o consumo médio por consumidor residencial crescendo
a uma taxa média de 2,8% ao ano, passando de 142 kWh/mês em 2005, para 188
kWh/mês em 2015, e o número de consumidores residenciais crescendo a uma
taxa de 2,8% ao ano, o que corresponde a um acréscimo médio de 1,5 milhões de
novos consumidores anuais.
O consumo comercial apresenta a dinâmica de maior crescimento no
horizonte de projeção, com o crescimento médio, no período decenal de 6,8% ao
ano. No setor industrial total, projetou-se um crescimento de 4,3% ao ano, em
média, no final do período 2005-2015. A parcela do consumo industrial
tradicional apresenta, para o mesmo período, crescimento médio anual de 4,4%,
enquanto que a parcela correspondente aos grandes consumidores industriais
cresce 4,1% ao ano.
Verifica-se que as projeções do consumo por subsistema elétrico crescem
a taxas mais elevadas nos Sistemas Isolados e no Subsistema Interligado Norte.
Enquanto o consumo no Brasil, no horizonte decenal, cresce em média, 5,1% ao
ano, nos Sistemas Isolados cresce a 8,3% e no Subsistema Norte a 6,8%. O
Subsistema Nordeste apresenta um crescimento de 5,1% ao ano, ligeiramente
superior à média nacional, e os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul crescem a
taxas inferiores a essa média: 4,8% e 4,6%, respectivamente.
Dessa forma, a participação do consumo dos Sistemas Isolados no
consumo total do Brasil aumenta de 2,1% em 2005 para 2,8% em 2015, e a
participação do Subsistema Norte interligado evolui de 6,8% para 8,0%. O
Subsistema Nordeste aumenta ligeiramente a participação, o Sul diminui um
pouco, e o subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresenta uma perda significativa,
passando de 60,4% do mercado para 59,1% em 2015.
169
Tabela 4.6 – Consumo Industrial - Grandes Consumidores e
Industrial Tradicional (GWh)
4.2.6
Projeção da carga própria (Requisitos do Sistema)
4.2.6.1
Carga própria de energia
Os requisitos de energia dos subsistemas interligados somaram 46.341
MWmédios em 2005, 58.635 MWmédios em 2010 e 73.998 MWmédios em 2015,
com um crescimento médio anual no horizonte decenal de 4,8%. Na tabela 4.7 e
na figura 4.2, apresenta-se um resumo da carga de energia do Sistema Interligado
Nacional, em MWmédio, para as três trajetórias consideradas. A carga de energia
situa-se, para a trajetória alta, 1,3% e 6,5% acima da trajetória de referência,
respectivamente nos anos 2010 e 2015. No caso da trajetória baixa, a carga é,
respectivamente, 4,5% e 8,9% inferior a carga de referência. Os sistemas isolados,
por outro lado, apresentaram 1.242 MWmédios em 2005, 1.678 MWmédios em
2010 e 2.226 MWmédios em 2015, com um crescimento médio anual no
horizonte decenal de 6,0%.
170
Tabela 4.7 – Carga de Energia (MWmédio) – Brasil
171
Figura 4.2 – Trajetórias: Alta, Referência e Baixa - Carga de Energia (MWmédio)
- Sistema Interligado Nacional
O gráfico da figura 4.3 mostram os acréscimos anuais da carga de energia
do Sistema Interligado Nacional, correspondentes às três trajetórias consideradas,
que mostram uma medida das necessidades de expansão do sistema, para
atendimento dos respectivos requisitos de energia do mercado.
Figura 4.3 – Trajetórias: Alta, Referência e Baixa - Acréscimos Anuais da Carga
de Energia (MWmédio) - Sistema Interligado Nacional
172
4.2.6.2
Carga própria de demanda
Considerando as projeções da carga de energia e na hipótese de que os
valores dos fatores de carga dos subsistemas interligados Norte, Nordeste,
Sudeste/Centro-Oeste e Sul se manterão aproximadamente constantes e iguais aos
respectivos valores no ano de 2004, ao longo do horizonte decenal, projeta-se a
carga de demanda para os referidos subsistemas, apresentados na tabela 4.8.
Tabela 4.8 – Carga de Demanda (MWh/h) – Brasil
173
Considerando as projeções do consumo de energia elétrica por Subsistema
Interligado e a premissa de que irá ocorrer uma gradual redução do índice de
perdas técnicas e comerciais nesses quatro Subsistemas Interligados, apresenta-se
na tabela 4.9, as projeções do índice de perdas para as três trajetórias econômicas.
No Sistema Interligado Nacional , no horizonte decenal, a evolução das
perdas mostra uma tendência declinante, partindo de 16,5% em 2005 para 15,0%
em 2015.
Tabela 4.9 – Evolução do Índice de Perdas (% da Carga de Energia) – Brasil
4.2.6.3
Interligações Previstas
Na tabela 4.10, são apresentadas as projeções da carga de energia para o
Sistema Acre/Rondônia e Sistema Manaus/Margem Esquerda (Pará e Amazonas)
e Amapá no período decenal, a serem incorporadas ao Sistema Interligado
Nacional - SIN.
174
Tabela 4.10 – Sistemas Acre/Rondônia e Manaus/Margem Esquerda (PA e AM)
e Amapá (Carga de Energia - MWmédio)
4.3
Geração de energia elétrica
4.3.1
Metodologia e Critérios
O Conselho Nacional de Política Energética - CNPE estabeleceu, através
da resolução no. 1, de 18/11/2004, que os estudos de planejamento de expansão da
oferta de energia elétrica devem adotar o critério de garantia assim definido: “o
risco de insuficiência da oferta de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional
não poderá exceder a 5% (cinco por cento) em cada um dos subsistemas que o
compõem”.
Assim, dado um determinado custo do déficit, o planejamento da expansão
da geração deve atender ao critério de segurança estabelecido pelo CNPE, risco
175
anual de déficit não superior a 5%, em cada subsistema e, simultaneamente, ao
critério da expansão econômica, com a igualdade do custo marginal de operação e
do custo marginal de expansão.
4.3.2
Capacidade Instalada no Brasil
A capacidade instalada do Brasil em 31/12/2005, considerando todo o
parque gerador existente, as interligações internacionais já em operação e a
parcela de Itaipu importada do Paraguai, é da ordem de 100.000 MW, conforme
detalhado na tabela 4.11.
Tabela 4.11 – Capacidade Instalada Existente em Dezembro/2005 - Brasil
No horizonte deste plano decenal há a previsão de interligação de dois
sistemas isolados: Acre-Rondônia, passando a compor o subsistema Sudeste/
Centro-Oeste, a partir de janeiro/2008 e o sistema Manaus-Macapá compondo o
subsistema Norte a partir de janeiro/2012.
176
4.3.3
Sistema Interligado Nacional - SIN
Para o SIN os valores de capacidade instalada são apresentados na tabela
4.12 a seguir:
Tabela 4.12 – Capacidade Instalada no Sistema Interligado Nacional em
Dezembro/2005
4.3.4
Expansão da Geração para a Trajetória de Mercado de Referência
A seguir, é mostrado na figura 4.4 a representação esquemática das
interligações entre Subsistemas.
177
Figura 4.4 – Representação Esquemática das Interligações entre Subsistemas
4.3.4.1
Expansão Hidrelétrica para a Trajetória de Referência
Considerando a projeção da trajetória de referência do mercado de energia
elétrica, as obras de geração hidrelétrica necessárias para o atendimento a este
mercado, é apresentada na tabela 4.13 a seguir:
178
Tabela 4.13 – Programa de Obras de Geração Hidrelétrica
179
180
181
4.3.4.2
Expansão Termelétrica para a Trajetória de Referência
Considerando a seguir a projeção da trajetória de referência do mercado de
energia elétrica, as obras de geração termelétrica necessárias para o atendimento a
este mercado, é apresentada na tabela 4.14 a seguir:
Tabela 4.14 – Programa de Obras de Geração Termelétrica
182
4.3.4.3
Expansão das Interligações Regionais
Considerando a seguir a projeção da trajetória de referência do mercado de
energia elétrica, as obras da expansão das interligações regionais necessárias para
o atendimento a este mercado, é apresentada na tabela 4.15 a seguir:
Tabela 4.15 – Expansão das Interligações Regionais
(*) O aumento de 1.500 MW no limite de recebimento do NE, representado nas simulações, do
Newave, no elo entre o subsistema Imperatriz e o subsistema NE, poderia também se dar no elo
entre o subsistema Colinas e o Nordeste, o que corresponde à configuração física anteriormente
visualizada nos estudos de transmissão do CCPE. Uma revisão desses estudos será realizada para
definir a melhor topologia da ampliação da capacidade de recebimento do Nordeste.
183
A evolução dos riscos anuais de déficit, bem como do custo marginal de
operação do SIN para este cenário de mercado são apresentados nas figuras 4.5 e
4.6.
Figura 4.5 – SIN - Riscos Anuais de Déficit
Figura 4.6 – SIN - Custos Marginais de Operação Médios Anuais
184
4.3.4.4
Estimativa de Investimentos na Geração
O total de investimentos associados às novas usinas que compõem a
configuração de referência de geração, para o período 2009 a 2015, é da ordem de
R$ 75 bilhões, sendo R$ 60 bilhões referentes às usinas hidrelétricas e R$ 15
bilhões às usinas termelétricas.
4.3.5
Expansão da Geração para a Trajetória de Mercado Alto
Para este cenário, tem-se a necessidade de expansão adicional na oferta de
energia conforme a tabela 4.16:
Tabela 4.16 – SIN - Expansão Termelétrica Adicional - Gás Natural
A evolução dos riscos anuais de déficit, bem como do custo marginal de
operação do SIN para esta trajetória de mercado são apresentados nas figuras 4.7 e
4.8.
185
Figura 4.7 – SIN - Riscos Anuais de Déficit
Figura 4.8 – SIN - Custos Marginais de Operação Médios Anuais
4.3.6
Expansão da Geração para a Trajetória de Mercado Baixo
O programa de obras de geração da trajetória de referência foi ajustado
para o atendimento a esta trajetória de mercado baixo, respeitando-se os critérios
estabelecidos de garantia de suprimento e de igualdade dos custos marginais de
operação e de expansão.
186
Para tanto, considerando a manutenção da implantação de grandes projetos
hidrelétricos a partir de 2011 (os do rio Madeira e Belo Monte), foram necessárias
as seguintes alterações na Configuração de Referência descrita no ítem 4.3.1:
• Retirada das novas usinas termelétricas a gás natural no sistema
Nordeste, totalizando 2.550 MW;
• Retirada da usina de Angra 3, com 1.309 MW, do sistema Sudeste;
• Retirada da usina indicativa a carvão mineral no sistema Sul, com 350
MW, em 2011;
• Retirada de 9 usinas hidrelétricas do horizonte de estudo, totalizando
3.517 MW;
• Retirada das usinas térmicas a biomassa indicativas: 1.300 MW no
sistema Sudeste e 250 MW no Nordeste;
• Atraso de 1 ano na implantação das usinas hidrelétricas que estavam
previstas para entrar em operação de dezembro/
2011 a novembro/2012, sendo, ao todo, 12 usinas correspondentes a 1.851
MW de capacidade instalada;
• Atraso de 2 anos para entrada em operação das 6 usinas indicadas a
participar do Leilão de Energia Nova de 2006.
As datas das usinas vencedoras do Leilão de Energia de 2005, bem como
das usinas hidrelétricas com concessão foram mantidas.
Resumindo, no final do horizonte, para o atendimento desta trajetória de
mercado baixo resulta uma oferta de energia inferior em, aproximadamente, 9.000
MW à da trajetória de referência.
Ressalta-se, desta análise, que a decisão de se iniciar a construção das
usinas de Jirau e Santo Antônio no rio Madeira, e de Belo Monte, no rio Xingu, é
robusta na medida em que mesmo no cenário de mercado baixo a contratação da
energia destas usinas é absorvida pela carga do SIN para a alternativa de ajuste
adotada.
187
A evolução dos riscos anuais de déficit, bem como do custo marginal de
operação do SIN para esta trajetória de mercado são apresentados nas figuras 4.9 e
4.10.
Figura 4.9 - SIN - Riscos Anuais de Déficit
Figura 4.10 - SIN - Custos Marginais de Operação Médios Anuais
188
4.3.7
Estimativa do Custo Marginal de Expansão
A seguir, é mostrado na tabela 4.17 a estimativa do custo marginal de
expansão, de alguns dos empreendimentos constantes no plano decenal.
Tabela 4.17 – SIN - Estimativa do Custo Marginal de Expansão
4.3.8
Indicadores de Geração
A seguir, são sintetizados nas figuras 4.11, 4.12 e 4.13 os principais
indicadores referentes ao sistema de geração para a configuração da Trajetória de
Referência: evolução da capacidade instalada hidrelétrica, distribuição da
capacidade hidrelétrica pelos subsistemas, evolução da capacidade instalada
termelétrica, distribuição da capacidade termelétrica pelos subsistemas,
189
participação das diversas fontes termelétricas, evolução da participação dos
diversos tipos de fontes de geração.
Figura 4.11 - SIN - Evolução da Capacidade Instalada Hidrelétrica
Figura 4.12 - SIN - Evolução da Capacidade Instalada Termelétrica Subsistema
– Configuração de Referência
190
Figura 4.13 - Evolução da Participação dos Diversos Tipos de Fonte (% de
Capacidade Instalada) – Configuração de Referência
4.4
Transmissão de energia elétrica
4.4.1
Expansão da transmissão
De um modo geral, a base de dados referente à topologia da rede foi
atualizada a partir dos dados do período anterior, considerando os resultados
191
disponíveis de estudos específicos mais recentes, a relação dos empreendimentos
consolidados no Plano de Ampliações e Reforços – PAR do ONS e no Programa
de Expansão da Transmissão – PET da EPE, bem como obras referenciais
indicadas nos estudos das empresas transmissoras e distribuidoras.
Além dessas atualizações, ressalta-se, principalmente nos anos finais do
período, a partir de 2011, a consideração da integração de grandes usinas na
região amazônica previstas no programa de geração (Jirau e Santo Antônio, no rio
Madeira, e Belo Monte no Xingu).
Observa-se, ainda, que foram consideradas as interligações,
Acre/Rondônia-Mato Grosso e Tucuruí – Macapá – Manaus a partir de 2008 e
2012 respectivamente, contemplando o atendimento a sistemas, hoje isolados, na
região amazônica.
Figura 4.14 - Interligações Regionais
192
4.4.2
Interligações regionais
O SIN está dividido conforme figura 4.14 em quatro regiões geoelétricas
interligadas - Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste, assim constituídas:
• Sul (S): Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná;
• Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO): Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas
Gerais, São Paulo, Goiás, Distrito Federal, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul;
• Norte (N): Pará, Tocantins e Maranhão.
• Nordeste (NE): Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco,
Alagoas, Sergipe e Bahia.
As interligações dessas regiões possibilitam a otimização energética das
bacias hidrográficas, com o aproveitamento da sua diversidade hidrológica.
4.4.2.1
Interligação Norte–Sul
Até 1998, o Sistema Elétrico Brasileiro foi constituído pelos subsistemas
Norte/Nordeste e Sul/Sudeste/Centro Oeste, que operavam separadamente até a
entrada em operação do primeiro circuito da Interligação Norte-Sul, formando o
Sistema Interligado Nacional (SIN). Atualmente, esta interligação é formada por
dois circuitos em 500 kV desde a SE Imperatriz até Serra da Mesa.
É prevista para 2008 a expansão desta interligação com a entrada do
terceiro circuito, entre Imperatriz e Serra da Mesa e com a adição de reforços na
região Sudeste, correspondendo a um total da ordem de 2.600 km de linhas de
transmissão em 500 kV.
193
4.4.2.2
Interligação Norte–Nordeste
A interligação Norte-Nordeste existente é constituída pelas linhas de
transmissão em 500 kV Presidente Dutra - Boa Esperança e Presidente Dutra –
Teresina – Sobral – Fortaleza C1 e C2.
A primeira expansão desta interligação dar-se-á com a entrada em
operação da LT 500 kV Colinas – Ribeiro Gonçalves – São João do Piauí –
Sobradinho, já licitada, com previsão de entrada em operação em 2007.
4.4.2.3
Interligação Sudeste-Nordeste
A interligação Sudeste-Nordeste é constituída pela linha de transmissão
em 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas – Bom Jesus da Lapa – Ibicoara –
Sapeaçu – Camaçari.
4.4.2.4
Interligação Sul-Sudeste
Esta interligação contempla as seguintes instalações:
• Transformadores de Ivaiporã 750/500 kV (3 x 1.650 MVA);
• LT Ibiúna - Bateias I e II em 500 kV;
• LT Londrina - Assis em 525 kV;
• LT Guaíra - Dourados em 230 kV;
• LT Londrina - Assis em 230 kV;
• LT Londrina (COPEL) - Assis em 230 kV;
• LT Jaguariaíva – Itararé em 230 kV (prevista);
• LT Figueira - Chavantes em 230 kV;
194
• LT Loanda - Rosana em 138 kV;
• LT Guairá - Eldorado em 138 kV;
• LT Paranavaí - Rosana em 138 kV (prevista) e;
• LT Andirá - Salto Grande I e II em 88 kV.
4.4.2.5
Interligação Acre/Rondônia – Sudeste/Centro-Oeste
A interligação do subsistema dos estados do Acre e Rondônia, atualmente
isolado, com o subsistema da região Sudeste/Centro-Oeste é prevista a partir do
ano de 2008, através das LTs Samuel – Ariquemes - Ji-Paraná (315 km), Ji-Paraná
– Pimenta Bueno – Vilhena (354 km, circuito duplo) e Vilhena – Jauru (278 km).
4.4.2.6
Interligação Tucuruí-Macapá-Manaus
Foi considerada nos estudos, entrando a partir de 2012, a interligação
Tucuruí-Macapá-Manaus, possibilitando a integração ao SIN de sistemas da
região amazônica, hoje isolados. Tais sistemas compreendem os de atendimento a
Manaus, ao Amapá e as cidades situadas na margem esquerda do rio Amazonas
entre Manaus e o Amapá.
A interligação prevista será através de linha de transmissão de Tucuruí a
Manaus (SE Cariri), em 500 kV, circuito duplo, com 1.470 km, na rota pela
margem esquerda do rio Amazonas, com quatro subestações intermediárias nas
proximidades de Xingu, Jurupari, Oriximiná e Itacoatiara. Há previsão de
equipamentos de compensação reativa controlável nessas três últimas subestações
para possibilitar o controle de tensão. O trecho Tucuruí – Jurupari tem um
comprimento da ordem de 520 km, enquanto que o trecho Jurupari – Manaus (SE
Cariri) tem 950 km. Esse sistema tem uma capacidade de transmissão suficiente
para atender uma carga regional de até 1.730 MW e com adição de compensação
série de 70 % nos trechos de linhas, tal capacidade se eleva para 2.530 MW.
195
4.4.2.7
Integração das Usinas do Rio Madeira e Belo Monte
As usinas do rio Madeira constam do plano referencial de geração, com
entrada em operação das primeiras máquinas prevista para 2011, e a de Belo
Monte no rio Xingu para 2013.
A bacia do rio Madeira é caracterizada por um potencial hidrelétrico
expressivo, sendo objeto de consideração, num primeiro momento, os
aproveitamentos de Jirau (3.300 MW) e Santo Antônio (3.150 MW), totalizando
6.450 MW. A licitação da concessão desses empreendimentos faz parte das
prioridades estabelecidas pelo MME no âmbito dos leilões de energia nova a
serem realizados em 2006.
A UHE Belo Monte localiza-se na região de Volta Grande do rio Xingu,
próximo às cidades de Altamira e Vitória do Xingu, no estado do Pará. De acordo
com os estudos, na sua configuração final este complexo terá capacidade instalada
de 11.000 MW. Neste Plano Decenal, foi contemplada uma primeira etapa deste
empreendimento, com 10 máquinas de 550 MW, perfazendo um total de 5.500
MW instalados até 2015. Em conjunto, as usinas do rio Madeira e Belo Monte –
etapa 1 correspondem, portanto, a um acréscimo de potência instalada de,
aproximadamente, 12.000 MW.
Os sistemas de transmissão para a integração das referidas usinas estão
sendo estudados por um grupo de trabalho específico sob coordenação da EPE e
participação de diversas empresas. Nesse estudo está sendo contemplada a análise
da escolha da tecnologia e do nível de tensão mais adequado ao escoamento da
potência total destas usinas em função das distâncias e dos possíveis pontos de
integração à Rede Básica. As alternativas que estão sendo analisadas abrangem
hipóteses em corrente alternada, em corrente contínua e híbridas CA-CC.
196
4.5
Análise sócioambiental
4.5.1
Procedimentos Metodológicos
A análise socioambiental do Plano Decenal é constituída pelas avaliações
específicas e pelas análises mais abrangentes que envolvem as interferências do
conjunto de projetos de geração e de transmissão sobre o território nacional. As
atividades associadas a esta análise são sintetizadas na figura 4.15.
Figura 4.15 – Fluxograma de Atividades Associadas às Análises
Socioambientais
197
As análises foram desenvolvidas separadamente e de forma integrada para
a geração e transmissão, consolidando uma análise global do Plano. Tais análises
foram realizadas em três etapas, segundo conteúdos e objetivos específicos, a
saber:
• a avaliação socioambiental por projeto e para conjuntos de projetos
hidrelétricos;
• a análise processual; e
• a classificação por níveis de incerteza.
A figura 4.16 mostra as três etapas de análise. Nos itens que se seguem,
são descritos os critérios e parâmetros mostrados nesta figura.
Figura 4.16 – Esquema da Análise Socioambiental
A avaliação foi feita com base em numerosas informações obtidas junto
aos agentes interessados que responderam, por solicitação da EPE, a um
questionário detalhado sobre os aspectos socioambientais abordados nos estudos
de inventário, de viabilidade e nos EIA/RIMA de cada empreendimento. Após a
198
atribuição de pontos, de acordo com faixas de pontuação correspondentes a cada
critério, a classificação obtida foi transferida para uma escala de impactos,
conforme explicitado a seguir.
Escala:
A – impacto muito pouco significativo;
B – impacto pouco significativo;
C – impacto significativo;
D – impacto muito significativo;
E – impacto extremamente significativo.
A avaliação dos impactos é representada por duas letras, sendo que a
primeira designa o meio físico-biótico e a segunda o meio socioeconômico e
cultural. Um outro nível de agregação, por categorias, foi desenvolvido para
sintetizar os resultados da avaliação socioambiental, conforme explicitado a
seguir:
Categoria:
1 – projetos classificados como: AA; AB; BB; BA;
2 – projetos classificados como: AC; BC; CA; CB; CC;
3 – projetos classificados como: CD; DC; AD; BD; DA; DB;
4 – projetos classificados como: DD; DE; ED; EE; AE; BE; CE; EA; EB;
EC.
A passagem das letras para as categorias variou ligeiramente nas análises
da transmissão e da geração e são referentes à magnitude e abrangência dos
impactos em cada tipo de empreendimento. A análise da transmissão, apesar de
considerar as quatro categorias, não alcança a gradação máxima da letra E,
ficando com classificação dos impactos potenciais entre A e D.
199
4.5.2
Atribuição dos Níveis de Incerteza aos Projetos Hidrelétricos
A análise socioambiental, em conjunto com a análise processual, permitiu
agrupar os projetos em classes que traduzem o nível de incerteza associado aos
objetivos do Plano. A tabela 4.18 apresenta o critério aplicado para a obtenção da
classificação do nível de incerteza, que se constitui no resultado final da análise
socioambiental.
Tabela 4.18 – Classificação por Nível de Incerteza
Para sistematizar a avaliação final dos projetos, foram também
considerados, no caso da avaliação das usinas hidrelétricas, os resultados da
avaliação de conjunto de projetos numa mesma região, de modo a considerar os
efeitos cumulativos e sinérgicos.
Esta análise final permitiu organizar os empreendimentos em quatro
classes, conforme a conceituação apresentada a seguir.
Classe I – Nível de incerteza muito baixo, compreendendo os projetos com
impactos pouco ou muito pouco significativos (categorias 1 e 2) e considerados
compatíveis com a data de licitação ou a data de entrada em operação;
Classe II – Nível de incerteza baixo, no qual se inserem os projetos com
impactos muito pouco ou pouco significativos (categorias 1 e 2) que se encontram
com sua etapa de desenvolvimento atrasada, necessitando que seus estudos sejam
agilizados ou iniciados com urgência. Contempla, também, os projetos que
200
apresentam impactos significativos ou muito significativos (categorias 3 e 4),
embora compatíveis com as datas de licitação e de entrada em operação;
Classe III – Nível de incerteza médio, relativo aos projetos com impactos
muito pouco significativos que não apresentam condições para o atendimento às
datas previstas para licitação ou para a entrada em operação, ou projetos com
impactos significativos que estão em etapa defasada; e
Classe IV – Nível de incerteza alto, compreendendo aqueles projetos com
impacto extremamente significativo que estão atrasados ou aqueles que têm
impactos significativos ou muito significativos e que não apresentam condições
para o atendimento às datas previstas para licitação ou para entrada em operação,
devendo ser reavaliada sua programação ou, ainda, avaliados os efeitos de sua
retirada do conjunto de projetos planejados. Requerem, em alguns casos, a
reavaliação de sua concepção e, certamente, demandarão gestões de caráter
institucional, bem como medidas específicas de gestão ambiental. A tabela 4.19
apresenta os resultados dessa análise.
Tabela 4.19 – Classificação por Nível de Incerteza
Destaca-se que, dos 46 projetos que foram submetidos à análise completa
(socioambiental e processual), 54% foram considerados com nível de incerteza
muito baixo (classe I), com relação ao atendimento aos objetivos do Plano.
Nenhum dos projetos analisados foi incluído no nível de incerteza IV (alto).
201
Somente 1 projeto foi inserido no nível de incerteza médio (III), indicando a
necessidade de acompanhamento especial para atender aos objetivos do Plano.
4.5.3
Atribuição dos Níveis de Incerteza aos Projetos de Transmissão
Esta análise abrange todas as linhas de transmissão com avaliação
socioambiental previstas para entrada em operação de 2006 a 2010 ainda não
licitadas. A maior parte está prevista para os anos de 2008 a 2010.
De acordo com os critérios sugeridos, um subconjunto deste grupo de
projetos foi objeto de uma avaliação socioambiental completa, com base nas
informações fornecidas pelos agentes e oriundas dos R3 (Relatórios de
Caracterização Ambiental de Corredores).
Esta análise contemplou a avaliação dos potenciais impactos
socioambientais, a análise processual (prazos necessários para o adequado
desenvolvimento das etapas do projeto e do licenciamento ambiental pertinente) e
a posterior compatibilização dos resultados de ambas as análises. O resultado
indica o nível de incerteza dos projetos com relação ao atendimento aos objetivos
do Plano.
A análise socioambiental foi realizada para 31 projetos, em diferentes
estágios de desenvolvimento, conforme apresentado na tabela 4.20.
Tabela 4.20 – Quantificação das Linhas de Transmissão Avaliadas por
Etapa e Subsistema
202
Dos 31 projetos avaliados, a maior parte (29) revela graus de potencial
impacto socioambiental muito pouco significativos (14) ou pouco significativos
(15). Aplicando os critérios e indicadores selecionados para análise, podem-se
depreender as seguintes considerações relativas às dimensões do meio físico-
biótico e socioeconômico:
• os principais efeitos da implantação dos projetos incidem sobre o meio
biótico, sobretudo se computados os potenciais impactos sobre a vegetação e a
interferência com áreas sob proteção legal, indicando que, na continuidade dos
estudos, principalmente na determinação do traçado a ser implantado, devem
merecer atenção especial, com vistas a reduzir os impactos identificados no
corredor e conduzir com maior agilidade a gestão institucional para a sua
viabilização;
• dos 31 projetos objeto da análise socioambiental, 12 (39%) merecem
atenção especial devido à proximidade ou interferências com áreas legalmente
protegidas.
Retirados os empreendimentos em construção, os resultados alcançados na
avaliação socioambiental para os empreendimentos planejados do primeiro ao
quinto ano do horizonte decenal indicam um total de onze projetos que
apresentam potencial impacto socioambiental pouco significativo (categoria 1) e
dez projetos com impacto significativo (categoria 2). A tabela 4.21 resume os
resultados obtidos por categoria e por subsistema.
Tabela 4.21 – Resultado da Avaliação Socioambiental por Categorias
A análise processual deste grupo de empreendimentos foi efetivada para os
anos de 2006, 2007, 2008 e 2009 com os seguintes critérios de classificação:
203
COMPATÍVEIS - Empreendimentos com entrada em operação prevista
para 2008/2009, dispondo de tempo para o desenvolvimento dos estudos e
instauração do processo de licenciamento. Empreendimentos em construção com
andamento normal, segundo o DMSE;
ATRASADOS - Empreendimentos com entrada em operação prevista para
2007, com processo de licenciamento ambiental atrasado e construção não
iniciada;
INCOMPATÍVEIS – Empreendimentos com entrada em operação prevista
para 2006, sem licenças ambientais e construção não iniciada.
A compatibilidade entre o desenvolvimento da implantação do projeto
com a data prevista pelo Plano é fundamental nesta análise, tendo em vista o curto
prazo para o desenvolvimento e licenciamento dos projetos. Do conjunto
analisado, 26 projetos foram considerados compatíveis, com horizonte suficiente
para o desenvolvimento de seus estudos ou processos de licenciamento, ou ainda,
por serem empreendimentos em construção, avaliados como adequados.
A tabela 4.22 apresenta os resultados da análise, agrupando os
empreendimentos nas regiões geoelétricas.
Tabela 4.22 – Empreendimentos de Transmissão - Resultado da Análise
Processual por Subsistema
A interação entre a análise socioambiental e a análise processual permitiu
agrupar os projetos, para indicação do nível de incerteza relativo ao atendimento
aos objetivos do Plano, em quatro classes, que traduzem os níveis de incerteza
possíveis de ocorrerem no âmbito do horizonte de curto prazo (5 anos) do Plano
204
Decenal. A tabela 4.23 apresenta o resultado dessa interação, sendo explicitado
em seguida o significado de cada classe.
Tabela 4.23 – Critério para Avaliação Conjunta e Atribuição de Níveis de
Incerteza em Classes
Classe I - Nível de incerteza muito baixo, no qual se inserem aqueles
empreendimentos com impactos pouco significativos (categoria 1 e 2) e capazes
de atender as datas de entrada em operação previstas (compatíveis).
Classe II - Nível de incerteza baixo, onde se apresentam os
empreendimentos com impactos pouco significativos (categoria 1) mas revelando
algum atraso do ponto de vista processual; ou empreendimentos da categoria 3 e
4, com impactos socioambientais significativos, porém compatíveis quanto às
condições de atendimento às datas de entrada em operação.
Classe III - Nível de incerteza médio, representado pelos empreendimentos
da categoria 2, ou seja, com impactos socioambientais pouco significativos, e
atrasados quanto às datas de entrada em operação; ou da categoria 4, com
impactos socioambientais muito significativos, porém apresentando condições
compatíveis para o atendimento às datas de entrada em operação.
Classe IV - Nível de incerteza alto, onde se incluem os empreendimentos
de que apresentam condições incompatíveis quanto à possibilidade de
atendimento às datas de entrada em operação para o ano de 2006, sejam eles de
qualquer categoria, ou aqueles das categorias 3 e 4, com impactos socioambientais
significativos e muito significativos, que se encontram atrasados do ponto de vista
das condições de atendimento às datas de entrada em operação.
205
Os empreendimentos sob acompanhamento do DMSE e considerados
normais ou adiantados tiveram seu nível de incerteza reduzido em uma classe.
A tabela 4.24 mostra os resultados da classificação por subsistemas.
Observa-se que, a maioria dos empreendimentos encontra-se na Classe I,
conseqüentemente, com nível de incerteza muito baixo para o atendimento aos
objetivos do Plano.
Tabela 4.24 – Avaliação por Classes de Incertezas
Em relação à geração, foram analisadas 49 usinas para as quais foram
obtidas informações junto aos agentes responsáveis pelos estudos e projetos, de
um total de 66 usinas que se encontram em etapa de projeto básico, viabilidade ou
inventário.
Na transmissão, foram abrangidos os empreendimentos com tensão acima
de 230 kV e mais de 10 km de extensão, totalizando 97 empreendimentos, sendo
que destes, 31 tiveram um detalhamento maior nas análises.
A avaliação socioambiental teve um caráter estratégico incorporando-a ao
planejamento setorial, buscando antecipar o conhecimento das principais questões
socioambientais dos projetos previstos, desde a fase inicial dos estudos,
subsidiando a formulação de alternativas. A partir dos estudos realizados, o MME
iniciou ações no sentido de apoiar a viabilização desses projetos, levando em
conta os benefícios que a implantação destes projetos trará para o País.
206
O grande desafio para a implantação deste imenso programa de obras,
necessário ao atendimento do mercado de energia elétrica do país, está
relacionado com o equacionamento das questões socioambientais dos
empreendimentos e a viabilização dos recursos financeiros necessários para os
investimentos previstos, incluindo os dos agentes privados.
5
Planejamento da Expansão de Longo Prazo – Resultados
do Plano Nacional de Energia 2030 [53-64]
5.1
Introdução
5.1.1
Os Estudos do PNE 2030
Compõe os estudos do Plano Nacional de Energia 2030 - PNE 2030 um
vasto conjunto de Notas Técnicas, quase uma centena, definidas no Termo de
Referência anexo ao contrato dos estudos pelo MME à EPE, que documentam as
análises e pesquisas realizadas no sentido de fornecer subsídios para a formulação
de uma estratégia para a expansão da oferta de energia, com vistas ao atendimento
de diferentes cenários para evolução da demanda, segundo uma perspectiva de
longo prazo para o uso integrado e sustentável dos recursos disponíveis.
Os estudos do PNE 2030 foram desenvolvidos pela Empresa de Pesquisa
Energética - EPE, coordenados pela Secretaria de Planejamento e
Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia - MME, com o
apoio do Centro de Pesquisa de Energia Elétrica (CEPEL). As primeiras
investigações tiveram início ainda em janeiro de 2006. Objetivando o exame dos
recursos energéticos, a EPE promoveu, durante os meses de fevereiro e março,
uma série de reuniões temáticas. Tomaram parte desses encontros, como
convidados-chave, renomados técnicos e profissionais, todos eles de notória
experiência e reconhecida competência em assuntos relacionados a cada um dos
temas.
Em paralelo, seguindo a diretriz de oferecer ao debate os estudos do PNE
2030, o MME promoveu diversos seminários públicos, que tiveram por objeto a
apresentação e a discussão das questões relacionadas com a oferta e a demanda de
energia. Foram, ao todo, nove (9) seminários específicos em 2006, no auditório
208
térreo do MME, dois sobre os estudos da demanda e sete sobre os estudos da
oferta, que observaram a seguinte agenda:
Estudos da demanda
26/04/2006 Cenários Econômicos Nacionais até 2030
21/09/2006 Evolução do Mercado de Energia a Longo Prazo
Estudos da Oferta
27/04/2006 Oferta/Recursos Energéticos - Hidrelétricas e demais Fontes
Renováveis/Transmissão
14/06/2006 Oferta/Recursos Energéticos - Fontes não renováveis
(Carvão Mineral)
14/06/2006 Oferta/Recursos Energéticos - Fontes não renováveis
(Energia Nuclear)
13/07/2006 Eficiência Energética na Expansão da Oferta de Energia
13/07/2006 Oferta/Recursos Energéticos - Fontes não renováveis
(Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Líquidos)
29/08/2006 Oferta/Recursos Energéticos - Combustíveis Líquidos:
Petróleo e Biocombustível
22/11/2006 Estratégia da Expansão da Oferta
Importa destacar que os aspectos socioambientais, se não objeto de um
seminário específico, foram necessariamente abordados em todos os eventos, com
a multidisciplinaridade e transversalidade que o assunto requer.
209
5.2
Conclusões e recomendações
5.2.1
Conclusões
5.2.1.1
Economia e energia
Os estudos do Plano 2030 referentes aos cenários econômicos e
energéticos, para o país, foram estabelecidos para quatro trajetórias distintas, com
as seguintes taxas anuais médias de crescimento do PIB, no período 2005/2030:
Cenário A com 5,1%, cenário B1 com de 4,1%, cenário B2 com de 3,2% e cenário
C com 2,2%.
Aos cenários econômicos foram associadas quatro trajetórias de consumo
energético distintas. Como essa energia final é consumida de duas formas
principais, como eletricidade ou como combustível, a análise aqui apresentada é
igualmente abordada. Partindo-se do consumo de 165 milhões de tep, registrado
em 2005, espera-se evoluir para valores entre 309 e 474 milhões de tep, em 2030,
em termos de energia em geral. Quanto à energia elétrica, em particular, o
consumo verificado em 2005, de 375 TWh, espera-se que se eleve para valores
entre 847 e 1.244 TWh, em 2030.
O quadro a seguir apresenta as taxas de crescimento do consumo de
energia e de energia elétrica para os cenários considerados.
Tabela 5.1 – Brasil Período 2005/2030 – Taxa Anual Média de Crescimento (%)
Como se vê, em qualquer desses cenários há uma expansão da energia
elétrica que cresce sempre a taxas maiores que as da energia em geral, devido ao
fato de que em todos os cenários há um crescimento do setor de serviços na
210
economia, aumento da participação de indústria de maior valor agregado, bem
como o aumento da posse de equipamentos eletrodomésticos por parte da
população.
O cenário B1 foi priorizado para o estabelecimento das estratégias de
expansão do sistema energético nacional, complementado com análises de
sensibilidade. A elaboração dos demais cenários foi determinante para a avaliação
da robustez da proposta de expansão. De forma simplificada pode-se interpretar
que a realização dos demais cenários implica em correspondentes deslocamentos
temporais nas estratégias de expansão do sistema energético nacional.
5.2.1.2
Oferta Interna de Energia
As figuras a seguir apresentam as matrizes energéticas de 1970 e 2005,
com valores verificados, e de 2030, com valores projetados, correspondentes ao
cenário B1, sobre os quais cabem os seguintes comentários:
Figura 5.1 – Evolução da Estrutura da Oferta Interna de Energia
211
A evolução da Matriz Energética, no período 2005/2030, apresenta uma
ampliação na sua diversificação. Assim, no período 2005/2030, haveria uma
redução significativa da utilização de lenha e carvão vegetal, de 13% para 5,5%;
um aumento da participação do gás natural, de 9,4% para 15,5%; uma redução da
participação do petróleo e derivados de 38,7% para 28%; uma elevação na
participação das fontes energéticas oriundas de produtos da cana-de–açúcar e
outras renováveis, (etanol, H-Bio, Biodiesel e outras), de 16,7% para 27,6%; e a
manutenção da participação das fontes renováveis, atualmente em torno de 45%,
diante do valor de 14% no mundo.
O cenário demográfico considerou um crescimento populacional de 185,4
milhões de habitantes, em 2005, para 238,5 milhões de habitantes, em 2030. A
oferta interna de energia per capita, verificada em 2005, de 1,19 tep/habitante.ano,
evoluiria para 2,32 tep/habitante.ano, para o cenário B1, em 2030.
Com relação ao PIB, esta oferta interna de energia final implicaria em
praticamente manter a intensidade energética ao longo do horizonte do Plano. O
valor expresso em tep/1.000 US$ é de 0,275 em 2005 e de 0,261 em 2030.
A Matriz Energética brasileira apresenta uma elevada participação das
fontes primárias de energia nacionais, sendo o valor de 2005 de aproximadamente
90%, o que nas hipóteses deste Plano se mantém no ano de 2030 (ver Fig 7.5). A
importação de energia se concentra no carvão mineral, para siderurgia, no gás
natural (gasodutos/GNL) e na energia elétrica, esta última principalmente oriunda
da parcela paraguaia da usina de Itaipu. Pode-se afirmar que, de acordo com as
mesmas hipóteses, o Brasil encontrar-se-ia numa situação, neste período
2005/2030, sempre próxima à auto-suficiência energética.
Petróleo – Atualmente, o setor de transporte responde por 61% da
demanda nacional por combustíveis líquidos e consome 78% do diesel ofertado.
Quando se adiciona o setor agropecuário, ambos representam 92% da demanda
nacional de diesel. Os estudos apontam a tendência de manutenção desta liderança
do diesel de petróleo, mesmo com a introdução do biodiesel e do H-Bio,
mantendo a taxa de 3,6% a.a. no período 2005-2030. O querosene de aviação será
o único combustível liquido derivado de petróleo, com taxa de crescimento (4,7%
a.a.) superior à expansão do PIB.
212
A exploração das reservas provadas permitirá que a produção atinja um
máximo de 2,5 milhões de barris por dia, entre 2010 e 2016. A incorporação dos
recursos ainda não descobertos deverá possibilitar que a produção aumente para
cerca de 3 milhões de barris por dia, compatível com o consumo previsto em
2030, dessa mesma ordem de grandeza, mantendo uma relação reserva/produção
adequada.
H-Bio – Dentro do mercado do diesel de 260 milhões de litros por dia em
2030, estima-se que cerca de 10% desse mercado será suprido pela ampliação do
processo H-Bio nas refinarias, perfazendo a participação de 27 milhões de litros
por dia, a partir de óleos vegetais. A rota do H-Bio deverá expandir-se no
horizonte do PNE, dependendo dos custos e da disponibilidade de matérias-
primas.
Biodiesel – O cenário que se visualiza no PNE 2030 é estar no mercado
acima da mistura B5 a partir de 2010, chegar-se à mistura B8 em 2020 e B12 em
2030. A exceção fica por conta do consumo agropecuário com estimativa do B38
em 2020 e B60 em 2030, fazendo com que em 2030 o biodiesel adicionado atinja
18,9% (18,5 bilhões de litros por ano).
Refino – A expansão do refino no período 2015-2030 para atendimento
adequado da demanda nacional comporta a instalação de pelo menos três novas
unidades, sendo duas do tamanho modular típico, admitido por hipótese (250 mil
bbd) e uma orientada para a produção de produtos petroquímicos (150 mil bbd)
Gás Natural – Em 2030, estima-se uma produção de 252 milhões m3/dia,
sendo 57 milhões m3/dia para perdas e reinjeção, 72 milhões m3/dia de
importação (20 milhões m3/dia GNL), totalizando uma disponibilidade interna
total de 267 milhões m3/dia.
A introdução do GNL na matriz energética nacional não é excludente com
os investimentos na ampliação da produção do gás natural nacional. Uma
produção de gás natural nacional abundante e o desenvolvimento de uma malha
de gasodutos robusta devem ser o centro da política nacional de gás natural.
Cana-de-açúcar – A competitividade da cana-de-açúcar para fins
energéticos é o principal elemento que justifica a expansão expressiva da
213
produção de etanol, com excedentes para exportação. Assim, há um aumento da
produção dos demais derivados, em especial da biomassa destinada à geração de
energia elétrica.
Destaque-se que ao longo do horizonte, parte da biomassa será destinada à
produção do etanol, pelo processo de hidrólise. No final do horizonte vislumbra-se
uma redução do montante de etanol para exportação, em função do crescimento
do consumo interno. O uso do etanol reduz a demanda de gasolina, aliviando
pressões sobre o meio ambiente e a demanda e o refino do petróleo. A previsão de
produção de etanol, no Brasil, em 2030, é de 66 bilhões de litros por ano.
5.2.1.3
Oferta Interna de Energia Elétrica
O Brasil possui fontes primárias para produção de energia elétrica em
quantidade suficiente para o suprimento do mercado de eletricidade, no horizonte
além de 2030. De fato, apenas considerando a disponibilidade de recursos e
reservas de energia no território nacional pode-se atender os mercados previstos
no horizonte do Plano. No entanto aspectos como competitividade entre as fontes,
diversificação da matriz energética, restrições socioambientais, racionalização do
uso da energia leva a um portfólio múltiplo de alternativas na estratégia da
expansão.
As estruturas de oferta e consumo de eletricidade para os anos de 2005
(verificada) e 2030 (projetada) são apresentadas nas figuras a seguir, para o
cenário B1, destacando-se os seguintes comentários:
214
Figura 5.2 – Estrutura da Oferta de Eletricidade
Figura 5.3 – Estrutura do Consumo de Eletricidade
215
Hidreletricidade
No ano de 2005, considerando a parcela paraguaia de Itaipu, a
hidreletricidade, em termos de capacidade instalada, situou-se em torno de 78%, e
prevê-se que esse percentual se mantenha no ano 2030. Em outras palavras, dentre
as diversas fontes de geração, a hidreletricidade ainda se manterá predominante no
período de 25 anos, 2005/2030. Considerando as demais fontes renováveis
nacionais, centrais eólicas, biomassa da cana e resíduos urbanos, a parcela de
energia renovável para produção de eletricidade se situaria em torno de 83%, em
2030, bastante elevada quando comparada com a média mundial atual de apenas
20%.
Do potencial hidrelétrico nacional total que permitiria a instalação de uma
capacidade de cerca de 260 GW, foi identificada uma parcela de 174 GW como
aproveitável, sob o ponto de vista ambiental, até o ano 2030. Considerando a
parcela atualmente em operação, acrescida do previsto no horizonte decenal até
2015, que totaliza 98 GW, estaria, portanto, disponível para aproveitamento, no
período 2015/2030, um montante de 76 GW. Importante notar que grande parcela
deste potencial encontra-se localizado na Região Norte, na Amazônia, cuja
viabilidade socioambiental deve considerar também os benefícios para os estados
e para as comunidades onde se situam estas usinas hidrelétricas. Destaca-se a
grande experiência brasileira em planejamento, projeto, construção, operação e
fabricação de barragens e equipamentos para usinas hidrelétricas.
Os estudos referentes à estratégia de expansão até 2030, para o cenário B1,
considerando a conservação de energia, indicam, por razões de competitividade
econômica com as termelétricas, a utilização da quase totalidade do potencial
considerado como aproveitável até 2030. Assim, no horizonte do Plano, dos 174
GW considerados, estariam aproveitados, em 2030, aproximadamente 164 GW, o
que representa 94% do montante disponibilizado, incluindo o aproveitado em
2005. Considerando que a capacidade instalada necessária para atendimento da
demanda, em 2030, é de 222 GW, deve-se dispor de cerca de 58 GW em outras
fontes de geração não hidráulicas, com predominância para fonte térmica que
aponta valores da ordem de 45 GW, incluindo o existente em 2005.
216
Assim os aproveitamentos hidráulicos da Região Norte, são necessários e
estratégicos nesse plano de longo prazo. Nessa região encontra-se a maior parcela
dos recursos hidrelétricos nacionais para desenvolvimento, a partir de 2010. O não
aproveitamento desse potencial implicaria na necessidade de desenvolver um
programa termelétrico adicional, em montantes da ordem de 50 GW. As
dificuldades relacionadas com os aspectos ambientais, de suprimento do
combustível, e de custos de tal programa termelétrico seriam muito mais
complexas do que o desenvolvimento das hidrelétricas amazônicas, com reflexos
na dependência externa de energia e de importação de tecnologia.
Termeletricidade
Com relação ao programa complementar termelétrico, os estudos apontam
a necessidade de expansão de usinas, operando prioritariamente na base,
resultando numa ênfase para as opções carvão mineral, nuclear e biomassa. Por
essa razão o carvão mineral evolui de 2% para 3%, e a nuclear de 3% para 5%, no
período 2005/2030. As usinas térmicas a gás natural, em regime de
complementação, por razões de competitividade, seriam também incorporadas ao
sistema energético.
a) Nuclear – Os estudos indicam, por competitividade econômica, um
montante mínimo de 4 GW, podendo alcançar 8 GW adicionais à Angra III, até
2030, localizados nas regiões Sudeste e Nordeste. Assim, estaria estabelecido um
programa nuclear após as três unidades de Angra, no horizonte do Plano. Este
programa nuclear apresenta o grande diferencial de não emitir gases causadores
do efeito estufa.
b) Carvão Mineral – Os estudos indicam que este recurso energético
nacional, localizado na Região Sul, em grande quantidade e adequado para a
produção de energia elétrica, apresenta custos competitivos, no período
2015/2030. Uma expansão mínima de 3,5 GW, foi estabelecida pelos estudos,
podendo alcançar 6,0 GW, adicionais em relação à capacidade instalada de 2,5
GW, prevista para o ano de 2015. A utilização de tecnologia limpa possibilita a
217
redução média de 80% de particulados na atmosfera e de mais de 90% de
compostos de enxofre e nitrogênio.
c) Biomassa – A geração de energia elétrica a partir da biomassa é uma
opção competitiva, ambientalmente viável e apresenta, para alguns combustíveis,
diversidade sazonal dentro do ano, com a geração hidrelétrica. Quantidades
adicionais de biomassa resultam das atividades agrícolas e do lixo urbano.
Considerou-se um incremento de geração, a partir da biomassa, em função da
oferta prevista de combustível, de 4,7 GW para a biomassa, a partir de cana-de-
açúcar e de 1,3 GW, a partir de resíduos urbanos e outras biomassas, ambos no
período 2015/2030.
d) Gás Natural – A geração de energia elétrica a partir do gás natural se
insere no contexto de competição pelo o uso do gás natural em outros setores
como por exemplo, matéria prima na indústria química e na geração de calor
industrial. A tecnologia de geração termelétrica a gás natural apresenta, no
entanto, vantagens socioambientais, de cronogramas de construção, de
competitividade (com operação em regime de complementação), de flexibilidade
e de confiabilidade, o que recomenda a sua inclusão, no horizonte do Plano. Os
estudos indicaram uma expansão, no período 2015/2030, de 8 GW, podendo
atingir 15,5 GW, em um cenário de demanda alta e de disponibilidade do
combustível.
Outras Fontes Alternativas
A inclusão das outras fontes alternativas foi considerada no horizonte do
Plano, com uma expansão fixada, no período 2015/2030, de 6,0 GW para a
alternativa PCH, podendo alcançar 8 GW, no cenário alto de demanda, e de 3,3
GW para as usinas eólicas. Além disto, o documento apontou direcionamentos de
recursos de P&D para estudos de desenvolvimento tecnológico neste tema, o que
poderá acarretar, ainda neste horizonte estudado, a inclusão de novos montantes
de energia oriundos de fontes alternativas que se tornem maduras e viáveis para
competirem no mercado.
218
Integração Energética Internacional
No caso da energia elétrica, para intercâmbios internacionais com os
Países vizinhos, adicionais em relação aos atuais, com o Paraguai, a Argentina, o
Uruguai e a Venezuela, foram adotadas premissas conservadoras considerando os
prazos de maturação dos acordos, negociações e desenvolvimento dos projetos.
Por sua vez, no caso do gás natural além dos atuais níveis de importação foi
considerado um suprimento adicional de importação o que poderá ter origem nos
países vizinhos. A despeito dessas premissas adotadas há um grande potencial a
ser avaliado em estudos específicos a serem desenvolvidos oportunamente,
envolvendo os países com os quais seriam viabilizadas estas integrações
energéticas.
Expansão da Transmissão
Quanto à transmissão, estão previstos os sistemas de integração das usinas
hidrelétricas da Região Amazônica ao Sistema Interligado Nacional, em particular
as dos rios Madeira, do Xingu e do Tapajós, além dos reforços nas interligações
regionais Norte/Nordeste, Sul/Sudeste, Norte/Sul e Sudeste/Nordeste.
Estes sistemas de transmissão deverão estar adequadamente
dimensionados para o suprimento de grandes blocos de energia, em longas
distâncias. Do ponto de vista tecnológico, deverão ser adotadas soluções
compatíveis com estas características energéticas, tanto na fase de implantação
dos sistemas, como na fase de operação dos mesmos.
5.2.1.4
Eficiência Energética
A eficiência no uso da energia considerou uma parcela denominada de
progresso autônomo, composta por: ações intrínsecas a cada setor, como a
reposição tecnológica natural, seja pelo término da vida útil, seja por pressões de
mercado ou ambientais; e Programas e ações de conservação em uso no país.
219
Os números obtidos, em torno de 8,7% no final do horizonte de estudo,
para o cenário B1, podem ser considerados modestos se olharmos para o potencial
técnico de conservação. Merece destaque o setor de transportes que alcança 12,1%
no longo prazo, em função da melhoria de rendimento dos veículos em geral, em
especial os de passeio. Admitiu-se também uma redução gradual da participação
do transporte rodoviário de cargas no país, a partir de políticas públicas visando
privilegiar o transporte de cargas ferroviário e aqüaviário.
No caso da energia elétrica, por hipótese de trabalho, foi considerada a
instituição de programas e ações específicas, orientadas para determinados setores
e refletindo políticas públicas, recebendo a denominação de progresso induzido.
Energia elétrica progresso autônomo – Decorrentes principalmente da
substituição de equipamentos elétricos por outros mais eficientes, incorporando
avanços tecnológicos. No cenário B1 a conservação de 53 TWh ( em torno de
5%), equivalente ao consumo atual das regiões Sul ou Nordeste do país ou ainda,
de um país como a Grécia. Pode-se estimar investimentos evitados no segmento
de geração da ordem US$ 9 bilhões.
Energia elétrica progresso induzido – Para o cenário B1 estima-se que em
2030 poderia ser ofertado um montante de 53 MWh (cerca de 5%), com
viabilidade econômica, a partir de medidas indutoras de eficiência energética. Isto
exigirá o desenvolvimento e implementação de mecanismos legais, financeiros e
de mercado que serão estudados e detalhados em um documento específico
chamado Plano Nacional de Eficiência Energética – PNEf, com base nas diretrizes
da Política de Eficiência Energética a ser publicada.
5.2.1.5
Emissão de Gases de Efeito Estufa
O Brasil se destaca por apresentar reduzidos índices de emissão, oriundos
do setor energético, comparativamente ao resto do mundo. Projetam-se emissões
de pouco mais de 770 milhões de toneladas de CO
2
em 2030, com taxa anual
média de 4,1%, enquanto que a demanda de energia cresce a 3,6% a.a. Neste
horizonte, os derivados de petróleo serão os maiores contribuintes para as
220
emissões totais. Apesar de apresentar fatores de emissão menores do que os
demais combustíveis fósseis, o gás natural expande sua contribuição para cerca de
17%, face à maior participação na indústria, bem como para geração elétrica. Por
outro lado, tem-se uma maior participação das energias alternativas renováveis
(como bioenergia e eólica) e as medidas de eficiência energética, tanto na matriz
de combustíveis como na de energia elétrica, que contribuem para a minimização
de emissão pela indústria da energia.
5.2.1.6
Desenvolvimento Tecnológico
Foi identificado o potencial de inserção de algumas tecnologias no
horizonte 2030, tais como: etanol por hidrólise, gaseificação da biomassa, célula a
combustível e utilização de hidrogênio entre outras.
Identifica-se a oportunidade do desenvolvimento de novas tecnologias de
transporte de energia a grandes distâncias, que permitam redução de
investimentos, com aplicação para o resto do Sistema Interligado Nacional, não se
restringindo somente à sistemas de longa distância, e com o compromisso total no
tocante ao respeito às questões socioambientais.
5.2.2
Recomendações
1) Considerar a fonte primária hidrelétrica como a opção prioritária, em
termos quantitativos, para o suprimento dos requisitos de energia elétrica do país,
no período 2015/2030. Assim, considerando a capacidade instalada hidrelétrica
prevista de 98 GW, em 2015, a estratégia de expansão, no período 2015/2030,
prevê um montante de 70 GW hidrelétricos adicionais, com cerca de 60% deste
valor constituído de usinas na Região Norte, resultando numa capacidade
instalada total no país de 168 GW, em 2030.
2) Planejar o aproveitamento das bacias hidrográficas da Região Norte, por
razões de viabilidade sócioambiental, sem grandes reservatórios de regularização
221
plurianual, evitando áreas inundadas semelhantes às existentes nas bacias do São
Francisco e do Paraná. No planejamento e no dimensionamento destas usinas
hidrelétricas e dos respectivos sistemas de transmissão, considerar que a
regularização anual e plurianual da geração sazonal das mesmas seria viabilizada
através da integração com o Sistema Interligado Nacional, que apresenta um
elevado grau de regularização, proporcionado pelos grandes reservatórios já
existentes.
3) Reavaliar, com novos estudos de engenharia e sócioambientais, a
parcela de 86 GW do potencial hidrelétrico nacional, não considerada na parcela a
ser aproveitada até 2030. Isto objetiva caracterizar a viabilidade de seu
aproveitamento, com o enfoque de uso múltiplo do recurso hídrico, após o
horizonte deste Plano, considerando a importância estratégica para o país deste
recurso natural.
4) Priorizar a realização, até o ano de 2012, dos estudos de inventário das
bacias hidrográficas e dos rios onde se localizam as usinas hidrelétricas
consideradas para aproveitamento até 2030. Simultaneamente à conclusão destes
inventários, desenvolver os estudos de viabilidade das usinas hidrelétricas, com os
melhores índices de economicidade, visando disponibilizar uma carteira de
projetos hidrelétricos para ser considerada nas atividades de planejamento, no
âmbito dos Planos Decenais.
5) Prosseguir o aproveitamento dos recursos hidrelétricos nacionais,
incluindo as PCHs, nos montantes estabelecidos por este Plano, nas diversas
regiões geográficas do país. Nas usinas da região Norte, priorizar o atendimento
dos mercados da própria região, disponibilizando os excedentes para o Sistema
Interligado Nacional.
6) Incorporar nos futuros Planos Decenais um programa termelétrico nos
montantes identificados neste Plano e analisar sua economicidade visando a
inclusão de usinas termelétricas nos futuros leilões de energia, nas regiões
geográficas identificadas neste Plano.
7) Definir o prosseguimento do programa nuclear brasileiro, após Angra
III, com uma expansão mínima de 4 GW, podendo alcançar 8 GW até 2030, nas
222
regiões Sudeste e Nordeste, iniciando os estudos de localização destas novas
centrais nucleares.
8) Programar a elevação da produção de petróleo, dos valores atuais de 1,7
milhões de barris/dia em 2005, para 3 milhões de barris/dia em 2030, procurando
ajustar a produção à demanda prevista, mantendo neste horizonte de longo prazo a
auto-suficiência nacional no setor de petróleo. Continuar o esforço em exploração
e produção, priorizando a pesquisa para avanços no conhecimento geológico das
bacias sedimentares e nas tecnologias de prospecção e extração, de forma a
manter a relação reserva/produção em níveis semelhantes aos atuais no Brasil,
considerando também a prática internacional.
9) Considerar a agroenergia como uma contribuição importante para a
solução dos problemas da sustentabilidade do fornecimento de combustíveis, com
menor impacto ambiental, social e econômico para o consumidor. Monitorar as
áreas agriculturadas e agriculturáveis, e investir em tecnologia para a melhoria do
processo produtivo, de forma assegurar o desenvolvimento sustentável.
10) Promover a elevação da produção nacional de gás natural, reduzindo a
necessidade de importação no longo prazo, minimizando a dependência do país
deste energético. Realizar um estudo específico visando estabelecer a participação
mais adequada, quanto às importações, sob a ótica de estratégia de abastecimento,
entre gasoduto e GNL.
11) Promover a eficiência energética para que se torne uma opção
sustentável aos investimentos na expansão da oferta de energia, com o objetivo de
minimizar impactos ambientais, por meio de mecanismos estruturantes e
operacionais, para induzir os consumidores e produtores de energia a atingir as
metas definidas neste Plano.
12) Analisar mecanismos de fomento às fontes alternativas renováveis de
forma a aumentar a participação destas fontes na Matriz Energética Nacional, tais
como da agroenergia (biomassa da cana, óleos vegetais e resíduos sólidos
urbanos) e a energia eólica, conforme apontado neste Plano.
13) Direcionar os recursos de P&D disponíveis no setor para as áreas
prioritárias estudadas neste documento, com especial destaque para os temas
223
bioenergia, eficiência energética e energias renováveis, além de reservar uma
parcela dos recursos para novas pesquisas.
5.3
Resultados consolidados
5.3.1
Evolução da oferta interna de energia
• Demanda agregada
Ao longo de século XX o Brasil experimentou expressivo
desenvolvimento econômico, que se refletiu na demanda de energia primária.
Dentre os fatores que explicam tal crescimento alinham-se um importante
processo de industrialização, inclusive com a instalação de plantas industriais
energointensivas, e uma notável expansão demográfica, acompanhada de uma
taxa de urbanização acelerada.
De fato, o país mudou muito ao longo desse período. A série histórica da
evolução do consumo de energia e da população, considerando apenas as últimas
décadas do século passado, indica que, em 1970, a oferta interna de energia era
inferior a 70 milhões de tep enquanto a população atingia 93 milhões de
habitantes. No ano 2005, a oferta interna de energia multiplicava-se por 3,1,
alcançando 219 milhões de tep, e a população ultrapassava 184 milhões de
habitantes.
Note-se, contudo, que o crescimento nesse período não foi uniforme. A
taxa média anual de 3,5% oscilou entre 5,5% ao ano, entre 1970 e 1980, e 2,2% e
3,0% ao ano nas décadas seguintes, quando o crescimento apresentou volatilidade,
como reflexo de crises macroeconômicas de naturezas diversas. Importa ressaltar,
porém, que mesmo nos períodos de taxas menores, os intervalos em que houve
uma expansão mais vigorosa da economia sempre apresentaram expansão
significativa do consumo de energia. É o caso dos períodos que se seguiram ao
Plano Cruzado e ao Plano Real, por exemplo. Isso indica que em ambiente de
224
maior crescimento econômico, deve-se esperar maior crescimento da demanda de
energia.
Em conformidade com os cenários macroeconômicos formulados, os
estudos do PNE 2030 sinalizam, para os próximos 25 anos, um forte crescimento
na demanda de energia primária no Brasil. Estima-se que a oferta interna de
energia cresça a 5,0% ao ano entre 2005-2010. Nos anos subseqüentes, entretanto,
projeta-se crescimento menor, de 3,7% e 3,5% ao ano nos períodos 2010 -2020 e
2020-2030, justificado, principalmente, por uma maior eficiência energética, tanto
do lado da demanda, quanto do lado da oferta. A tabela 5.2 resume a projeção da
oferta interna de energia no horizonte do PNE 2030.
• Diversificação
Vale assinalar, ainda, que os estudos apontam para uma maior
diversificação da matriz energética brasileira.
De fato, pode-se perceber uma tendência clara nessa direção: em 1970,
apenas dois energéticos (petróleo e lenha), respondiam por 78% do consumo de
energia; em 2000, eram três os energéticos que explicavam 74% do consumo
(além dos dois já citados, mais a energia hidráulica); para 2030, projeta-se uma
situação em que quatro energéticos serão necessários para explicar 77% do
consumo: além do petróleo e da energia hidráulica, entram em cena a cana-de-
açúcar e o gás natural, e reduz-se a importância relativa da lenha. A figura 5.4
ilustra o exposto.
Tabela 5.2 – Projeção da Oferta Interna de Energia (milhares de tep)
225
Figura 5.4 – Evolução da Estrutura da Oferta Interna de Energia
• Participação das fontes renováveis
Outro ponto que merece destaque é a reversão na tendência de redução da
participação das fontes de energia renovável na matriz. Em 1970, essa
participação era superior a 58%, em razão da predominância da lenha. Com a
introdução de energéticos mais eficientes, deslocando principalmente a lenha, tal
participação caiu para 53% no ano 2000, chegando a 44,5% em 2005. Essa
tendência deve se manter nos próximos anos, porém, o PNE indica a possibilidade
de reversão a partir de 2010, em razão da possibilidade da forte penetração de
biodiesel e H-bio, como mostrado na figura 5.5.
226
Figura 5.5 – Fontes Renováveis na Matriz Energética Brasileira
• Energia e desenvolvimento
O uso de energia no Brasil começou a apresentar incrementos elevados a
partir do término da 2ª Guerra Mundial, impulsionado pelo expressivo
crescimento demográfico, por uma urbanização acelerada, pelo processo de
industrialização e pela construção de uma infra-estrutura de transporte rodoviário
de característica energointensiva. Entre 1940 e 1950, para uma população de cerca
de 41 milhões de habitantes, dos quais 69% se concentravam no meio rural, o
consumo brasileiro de energia primária era de apenas 15 milhões de tep. Trinta
anos depois, em 1970, para uma população de mais de 93 milhões de habitantes, o
consumo de energia primária já se aproximava de 70 milhões de tep, valor 4,7
vezes maior. Mais trinta anos passados, no ano 2000, a população era quase o
dobro, ultrapassando 170 milhões de habitantes, e o consumo de energia se
elevava a cerca de 190 milhões de tep, ou seja, um crescimento de quase três
vezes.
227
Contudo, o consumo brasileiro de energia per capita sempre se houve
muito baixo. O crescimento da renda nacional e sua redistribuição deverão influir
no sentido de que o consumo por habitante aumente. O cenário traçado para 2030
estima, para uma população de mais de 238 milhões de habitantes, uma demanda
total de energia primária (oferta interna de energia) de cerca de 555 milhões de
tep. A demanda per capita (tep/106 habitantes) evolui, nessas condições, de 1,19
(2005) para 2,33 (2030), como indicado na figura 5.6.
Figura 5.6 – População e Demanda de energia per capita
Mas, a despeito desse crescimento, deve-se reconhecer que o consumo
brasileiro de energia per capita ainda se mostrará reduzido, especialmente quando
comparado a países desenvolvidos.
228
• Eficiência energética global
Em um cenário de crescimento econômico sustentado, é de esperar um
grande aumento da demanda global de energia. Nessas condições, a estratégia de
expansão da oferta de energia deve considerar, como diretriz, iniciativas na
direção do uso mais eficiente da energia.
Uma medida dinâmica dessa eficiência é dada pela evolução do conteúdo
energético do PIB. Entre 1970 e 1980, houve uma redução drástica desse
parâmetro, indicando que o produto nacional aumentou com menor uso relativo de
energia. Nesse período, o elemento chave dessa dinâmica foi a substituição de
energéticos menos eficientes (lenha) por outros mais eficientes (derivados do
petróleo e eletricidade). Nos períodos subseqüentes, houve aumento da
intensidade energética, o que encontra respaldo no estágio de desenvolvimento
econômico do país, em especial de sua indústria.
Nos primeiros anos do horizonte de projeção, componentes inerciais da
oferta e da demanda de energia explicam porque esse indicador ainda cresce. A
tendência só é revertida ao longo do horizonte do estudo, na medida em que ações
de eficiência energética produzam resultados mais efetivos, além de menor
presença relativa de setores energointensivos na estrutura produtiva do país. A
trajetória percorrida evidencia o que se chama de efeito colina. Nessas condições,
no Cenário B1, o conteúdo energético do PIB, em 2030, será aproximadamente
igual ao de 1990, porém a economia será quatro vezes maior. Conforme indicado
na tabela 5.3 e na figura 5.6, a despeito do crescimento do PIB, a intensidade
energética (tep/103 US$ [2005]) cai de 0,275, em 2005, para 0,262, ao final do
período.
Tabela 5.3 – Projeção da Oferta Interna de Energia (milhares de tep)
229
Figura 5.7 – Evolução da Intensidade Energética (com base na oferta
interna e energia)
• Dependência externa
A dependência externa, definida como a relação entre o volume das
importações líquidas (diferença entre importações e exportações) de energéticos e
a oferta interna de energia mantém trajetória decrescente ao longo dos primeiros
15 anos do horizonte de projeção, revertendo essa tendência ao final do período
como resultado do crescimento da demanda, associado à expansão da economia, e
das hipóteses sobre a evolução das reservas e produção de petróleo e gás natural.
Ainda assim, não ultrapassa 10%.
A redução da dependência externa no final do período depende das
hipóteses de crescimento da produção doméstica de petróleo e gás natural, que,
conservadoramente, foram mantidas constantes após atingir um valor máximo
definido pelas reservas provadas atuais e das expectativas com relação aos campos
licitados pela ANP.
Destaque-se, no período, a redução da dependência de energia elétrica,
reflexo da menor participação relativa da parte paraguaia de Itaipu no
fornecimento ao Brasil. Destaque-se, ainda, o aumento da dependência de carvão
230
mineral, para atendimento à demanda industrial (expansão do parque siderúrgico)
e a redução, no final do horizonte, das disponibilidades de etanol para exportação
em função do crescimento do consumo doméstico. O gás natural, após atingir
dependência de 40% em 2010, passa ao patamar de 30%, em razão de forte
expansão da produção. A figura 5.8 mostra a evolução da dependência externa de
energia do Brasil.
Figura 5.8 – Brasil. Evolução da Dependência Externa de Energia
• Petróleo e Derivados
Como reflexo da política continuada de investimento em exploração e
produção, estima-se que a produção de petróleo atinja 2,96 milhões de barris por
dia em 2020 e mantenha-se nesse patamar até o fim do horizonte de estudo. Prevê-
se que a produção de derivados de petróleo atinja 3,66 milhões de barris por dia,
em 2030, em razão da expansão da capacidade de refino, necessária para atender à
demanda doméstica.
O consumo de petróleo segue trajetória de crescimento, acompanhando as
condicionantes do cenário macroeconômico (Cenário B1). Ressalta-se que ao
231
longo do período de estudo poderá haver superávit no balanço produção-consumo
de petróleo.
O balanço de produção e consumo de derivados de petróleo mostra
alterações importantes em relação à situação atual. No caso do óleo diesel, a
expansão do refino, com perfis que privilegiam a produção de derivados leves e
médios, e a expansão da oferta biodiesel, tornam o balanço superavitário ao longo
do período de estudo. Ainda no caso do diesel, merece destaque a produção a
partir de óleos vegetais (H-Bio), que contribui para a redução da demanda de óleo
cru.
Em razão da presença do etanol e do aumento da frota de automóveis flex-
fuel, a gasolina mantém o balanço superavitário que apresenta hoje, embora o
crescimento do consumo indique uma tendência de reversão desse quadro nos
últimos anos do horizonte de análise.
No caso do GLP, a expansão do refino modifica a situação atual (o país é
importador), equilibrando o balanço produção-consumo, com pequenos
superávits. A produção de GLP tende a pressionar menos a demanda de óleo cru
com a utilização de líquidos de gás natural.
Os principais derivados (óleo diesel, gasolina e GLP) ganham participação
na matriz de consumo de derivados, em detrimento do óleo combustível e da
nafta, em decorrência, principalmente, da substituição destes por gás natural, na
indústria em geral (óleo combustível) e na química e petroquímica, em particular
(nafta).
Embora mantenham posição de liderança entre as fontes, em 2030,
petróleo e seus derivados representarão cerca de 30% da Matriz Energética
Brasileira, perdendo 8,9 pontos percentuais em relação à situação atual (2005),
acentuando a tendência que se verifica nos últimos anos.
A tabela 5.4 resume os principais indicadores relacionados à evolução da
produção e consumo de petróleo e derivados. A figura 5.9 apresenta a estrutura do
consumo de derivados em 2005 e no ano horizonte.
232
Tabela 5.4 – Petróleo e Derivados: Indicadores Selecionados (em milhares de
barris por dia)
Figura 5.9 – Estrutura do Consumo de Derivados de Petróleo
• Gás Natural
A continuidade dos investimentos em exploração e produção permite
elevar a produção além de 250 milhões de m3 por dia em 2030, o que significa
uma expansão ao ritmo médio de 6,3% ao ano ao longo do horizonte (2005-2030).
Ainda assim, o crescimento da demanda no longo prazo vis-à-vis essas
perspectivas de produção nacional sinaliza a necessidade de complementação da
oferta de gás natural no país através da importação de mais de 70 milhões de
233
m3/dia em 2030. Isso significa ampliar em 40 milhões de m3/dia a capacidade de
importação atual (30 milhões de m3/dia no gasoduto Bolívia-Brasil). Considerada
a importação planejada de GNL, com capacidade de regaseificação de 20 milhões
de m3/dia até 2009, a necessidade de importação adicional em 2030 seria de 20
milhões de m3/dia.
O setor industrial permanecerá como principal consumidor do gás natural,
em processo continuado de substituição do óleo combustível. Na geração de
energia elétrica, a demanda por gás, de 76 milhões de m3/dia, poderá ser acrescida
de 35 a 40 milhões de m3/dia, na hipótese de despacho continuado das
termelétricas em carga máxima. Nessas condições, o volume de importação acima
indicado pode ser maior. A estratégia poderia ser a de tratar a disponibilidade de
GNL como um “pulmão” desse mercado (eventuais excedentes poderiam ser
exportados) e, em complemento, equacionar uma importação adicional (em
relação a 2005) de pelo menos 50 milhões de m3/dia por gasodutos.
Na figura 5.10 pode-se ver a evolução da estrutura do consumo de gás e na
tabela 5.5 são apresentados os principais indicadores do balanço do gás natural.
Como resultado, o gás natural ganha, de forma expressiva, participação na Matriz
Energética Brasileira, passando de pouco mais de 9% em 2005 para mais de 15%
em 2030.
Figura 5.10 – Estrutura do Consumo de Gás Natural (% sobre dados em tep)
234
Tabela 5.5 – Gás Natural: Indicadores Selecionados (em milhões de m3 por dia)
• Cana-de-açúcar
Em um cenário macroeconômico de aproveitamento das potencialidades
nacionais em meio a um ambiente externo favorável (Cenário B1), a
competitividade da cana-de-açúcar para fins energéticos é o principal elemento
que justifica a expansão expressiva da produção de etanol, inclusive com
excedentes exportáveis.
Nesse contexto, há um aumento da produção dos demais derivados da
cana-de-açúcar, em especial da biomassa destinada à geração de energia elétrica.
Destaque-se, ainda, que, ao longo do horizonte, parte da biomassa produzida é
destinada à produção do etanol, pelo processo de hidrólise.
No final do horizonte, há uma redução da disponibilidade de etanol para
exportação em decorrência do crescimento do consumo interno de energia no
setor de transportes, em face, principalmente, do aumento da frota de veículos
leves flex fuel. Ainda contribui para essa redução eventuais limitações que
possam surgir a uma maior expansão da área ocupada com a cultura da cana. O
uso mais intenso do etanol como combustível automotivo reduz a demanda de
gasolina, aliviando pressões sobre a demanda e o refino de petróleo.
Nessas condições, em 2030, a cana e seus derivados passam a ser a
segunda fonte de energia mais importante da Matriz Energética Brasileira, com
18,5% de participação (em 2005, 13,8%), inferior apenas à participação do
petróleo e derivados. A tabela 5.6 resume os principais indicadores do balanço da
cana para fins energéticos.
235
Tabela 5.6 – Produtos da Cana-de-açúcar: Indicadores Selecionados
• Eletricidade
O consumo total de energia elétrica, em 2030, é estimado em 1.083,4
TWh, o que significa uma expansão de 4,0% ao ano desde 2005. Note-se que a
estratégia para atendimento dessa demanda contempla iniciativas na área de
eficiência energética (adicionais a um progresso autônomo intrinsecamente
considerado nas projeções), que “supririam” uma parcela, cerca de 5%, dessa
demanda. Assim, o requisito de produção seria de 1.030,1 TWh. A tabela 5.7
resume os principais indicadores relativos ao balanço da eletricidade.
Do lado da oferta, destaca-se a redução das perdas totais, que se admite
reduzidas, em 2030, para 13,8%.
A energia hidráulica segue mantendo a liderança entre as fontes de
produção, porém, sua participação cai da elevada proporção atual (mais de 90%
em 2005) para pouco mais de 70% (considerando que grande parte da importação
é de origem hidrelétrico: Itaipu e outras binacionais). Em contrapartida, a geração
térmica convencional (nuclear, gás natural e carvão mineral) expande sua
participação de 7% para cerca de 15%. As fontes renováveis (ou não
convencionais) não-hidráulicas (biomassa da cana, centrais eólicas e resíduos
urbanos) também experimentam crescimento expressivo, passando a responder
por mais de 4% da oferta interna de eletricidade.
Todas as formas de geração térmica expandem-se mais de cinco vezes no
período, aumentando o nível de emissões de gases na geração de energia elétrica.
Essa é uma conseqüência natural de eventuais restrições que possam ocorrer ao
236
desenvolvimento do potencial hidrelétrico brasileiro, não obstante a expansão que
se possa admitir no parque gerador a partir de outras fontes renováveis.
Tabela 5.7 – Eletricidade: Indicadores Selecionados (em TWh)
Do lado da demanda, além das iniciativas de incremento da eficiência
energética, observa-se que o setor industrial segue sendo o principal segmento do
consumo (42% em 2030), mas é digno de registro o crescimento do setor terciário
(quase 25% do consumo em 2030) e do setor residencial (em torno de 26%),
refletindo as hipóteses de crescimento do nível de renda e da melhoria de sua
distribuição, não obstante os avanços que possam ser obtidos na área de eficiência
energética. Explica, em parte, esse comportamento, o baixo nível de consumo per
capita atual. É evidência disso o índice de consumo de eletricidade residencial per
capita: em 2005, esse indicador é de apenas 38 kWh/mês/habitante. Em 2030,
estima-se que possa chegar a 99 kWh/mês/habitante, que é, ainda, um valor
bastante inferior aos parâmetros internacionais.
Nas figuras 5.11 e 5.12 pode-se observar a evolução da estrutura da oferta
e do consumo de eletricidade entre 2005 e 2030.
237
Figura 5.11 – Estrutura da Oferta de Eletricidade
Figura 5.12 – Estrutura do Consumo de Eletricidade
238
A estratégia de atendimento à demanda contemplou a execução de um
programa de ações e iniciativas na área de eficiência energética tal que pudesse
“retirar” do mercado algo como 53 TWh em 2030. Trata-se de uma conservação
adicional àquela intrinsecamente considerada nas projeções de demanda. A
hipótese de frustração dessa conservação adicional significa admitir, por
conseqüência, uma expansão maior da oferta, quantificada em 6.400 MW. Tendo
em vista as limitações à expansão hidrelétrica dadas pela classificação
socioambiental considerada para o potencial hídrico, essa oferta adicional seria
basicamente constituída por termelétricas (cerca de 94%, ou 6.000 MW).
A estratégia para o atendimento em um cenário alternativo, mais alto, de
demanda (Cenário 1), envolveria uma expansão adicional não só do programa de
conservação, como também do parque gerador, inclusive com maior utilização do
potencial hidrelétrico, isto é, além daquele definido pela análise dos
condicionantes ambientais. Significa admitir a consideração, nesse caso, de parte
do potencial classificado como de maior complexidade ambiental. A potência
adicional total requerida seria de 20.900 a 22.200 MW, dependendo da extensão
da utilização do potencial hidrelétrico. A expansão termelétrica corresponderia
entre 45 a 55% da potência adicional requerida. Em relação ao cenário de
referência, apenas no segmento de geração de energia elétrica, seriam
demandados investimentos adicionais de US$ 37 a US$ 46 bilhões.
Essas análises de sensibilidade ratificam a tendência de que, a longo prazo,
o sistema elétrico passa a demandar termelétricas tipicamente de base, ainda que,
abstraindo-se da questão da complexidade ambiental, haja um potencial
hidrelétrico importante a aproveitar.
5.3.2
Emissões de gases de efeito estufa
A emissão de gases de efeito estufa torna-se, a cada dia, uma questão das
mais relevantes diante da crescente preocupação mundial com as mudanças
globais do clima, especialmente o aquecimento do planeta.
239
Nesse aspecto, o Brasil tem-se destacado por apresentar reduzidos índices
de emissão comparativamente ao resto do mundo. Basicamente, isto se deve ao
elevado percentual de participação de fontes renováveis de energia na matriz
energética brasileira2, que, em 2005, foram responsáveis por 44,5% da oferta
interna de energia no país.
No horizonte de longo prazo, aspectos como o nível de crescimento da
economia e a estrutura de expansão do consumo de energia exercem papel
fundamental na evolução futura das emissões de CO2. Como destacado
anteriormente, prevê-se forte crescimento na evolução do consumo total de
energia primária no Brasil. Nos primeiros anos este crescimento é capitaneado
pelos condicionantes de curto prazo e pelo reflexo de decisões de investimento já
tomadas. Nas décadas seguintes são os condicionantes inerentes do cenário
econômico que determinam a evolução da demanda de energia. Não obstante essa
forte expansão, a taxa de crescimento da demanda de energia é progressivamente
menor em relação à taxa do PIB.
Assim, em razão do aumento da participação de fontes renováveis na
matriz energética, o nível de emissões de CO
2
deverá se ampliar ao longo do
horizonte do estudo, mas com taxas médias de crescimento abaixo das taxas da
demanda interna de energia. De fato, projetam-se emissões de pouco mais de 770
milhões de toneladas de CO
2
em 2030, com taxa média anual de 3,5% sobre 2005,
enquanto que a demanda de energia cresce a 3,8% aa.
A evolução do perfil de consumo de energia primária implica em distintos
ritmos de crescimento das emissões totais de CO
2
. Com efeito, às fontes
renováveis de energia (derivados de cana-de-açúcar, lenha reflorestada e carvão
vegetal) se associa contribuição (líquida) nula a essas emissões. Assim, como se
pode observar na figura 5.12, são os derivados de petróleo os maiores
contribuintes para as emissões totais ao final do horizonte – cerca de 58% do total.
A despeito de apresentar fatores de emissão menores do que os demais
combustíveis fósseis, o gás natural expande sua contribuição para
aproximadamente 21% do total em 2030, resultado da maior penetração na
indústria, bem como para geração elétrica. A expansão da atividade siderúrgica no
país e de plantas termelétricas a carvão, que levam a um aumento do consumo do
240
carvão mineral e derivados, fazem com que esse energético passe a responder por
cerca de 18% das emissões totais de CO
2
em 2030.
Do lado produtivo, o setor de transportes e a indústria são os maiores
contribuintes para o crescimento das emissões no longo prazo – 68% do total (ver
Figura 2.13). A geração elétrica apresenta a maior taxa de crescimento de
emissões no período (25 anos), cerca de 5% ao ano, fazendo com que a
participação desse segmento nas emissões aumente de 9% em 2005 para 14% em
2030.
Figura 5.13 – Estrutura das Emissões de CO2 por Fonte
241
Figura 5.14 – Estrutura das Emissões de CO2 por Setor (em milhões
de t de CO2)
As emissões específicas, isto é, por unidade de energia consumida,
crescem no início do período de estudo porém, passado o efeito das condições
iniciais e dos fatores inerciais que condicionam o comportamento da economia e
da demanda de energia, passam a apresentar uma tendência declinante, como
reflexo do aumento da participação de fontes renováveis (ver Figura 5.15). Nesse
panorama, o índice de 1,48 tCO2/tep, calculado para 2005, diminui para 1,38
tCO2/tep no final do horizonte, passando por um valor máximo de 1,49 tCO2/tep
em 2010. Assim, o Brasil segue com uma matriz energética ainda mais limpa que
a atual, e com índice de emissão de CO2 ainda bastante inferior à média mundial
atual.
Se, por um lado, o desenvolvimento de uma nação parece tornar
irreversível o aumento das emissões, por outro há que procurar tornar também
irreversível que, a médio e longo prazos, esse desenvolvimento possa se fazer sem
aumento do volume específico de emissões. O cenário aqui formulado demonstra
que esse caminho é possível, mesmo sem grandes alterações estruturais.
242
Naturalmente, esforços adicionais podem induzir a reduções ainda maiores. Por
exemplo, alterações estruturais nos modais de transporte de carga na direção de
maior participação de ferrovias e hidrovias são possibilidades de ganhos na ireção
de reduzir o índice de emissões por unidade de energia consumida.
Figura 5.15 – Evolução das Emissões Específicas de CO2
Por fim, cabe destacar que as estimativas de emissões aqui apresentadas
consideram premissas quanto ao uso eficiente da energia (progresso autônomo e,
no caso da eletricidade, também o progresso induzido) e a ampliação de fontes
renováveis de energia. Essas premissas refletem, em grande medida, políticas já
definidas pelo governo brasileiro e medidas complementares na mesma direção.
Entre as políticas já definidas, são evidências o PROINFA, os programas de
conservação (PROCEL, CONPET e horário de verão), o Programa Brasileiro de
Etiquetagem, a Lei de Eficiência Energética, o Programa Nacional do Biodiesel, o
Programa do Álcool, etc. Entre medidas complementares, alinham-se a ampliação
dessas iniciativas, assim como de linhas de financiamento (algumas já existentes)
favoráveis a essas formas de energia, incentivos à cogeração, etc.
243
5.3.3
Resumo dos Investimentos
Considerando os principais recursos energéticos que compõem a oferta
interna de recursos, e que responderão por mais de 90% de sua expansão no
horizonte do PNE 2030, estima-se que o montante de investimentos necessário
para a expansão do setor energético no período 2005-2030 possa ultrapassar US$
800 bilhões, concentrados (mais de 80%) nos setores de petróleo e energia
elétrica, como indica a tabela 5.15. Em termos médios anuais, o investimento no
setor energético será de US$ 32,1 bilhões e representará algo como 2,2% do PIB.
A figura 5.15 ilustra a repartição dos investimentos projetados no período pelos
principais setores.
Tabela 5.8 – Investimentos no Setor Energético (em US$ bilhões)
Fig. 5.16 – Repartição Setorial dos Investimentos no Setor Energético
(período 2005-2030)
244
É importante ressaltar que essas estimativas de investimentos, apesar de
incluírem custos de mitigação e compensação de impactos ambientais, podem ser
afetadas por restrições processuais no licenciamento de obras e empreendimentos,
que alarguem os cronogramas de desembolso ou signifiquem custos adicionais.
Da mesma forma, outros elementos de risco podem afetá-las, como a
evolução da regulação das atividades de produção e uso da energia, a necessidade
de adaptação de projetos a restrições físicas ou ocorrências não esperados em sua
execução, condições de financiamento, etc. Por fim, importa observar que não
estão considerados:
• Custos financeiros ao longo da implantação dos projetos de investimento;
• Inversões na distribuição de gás e de combustíveis líquidos e
• No incremento da eficiência energética.
6
Conclusões e Sugestões para Trabalhos Futuros
6.1
Considerações gerais
Esta dissertação teve dois objetivos básicos. O primeiro foi descrever os
principais aspectos do ordenamento regulatório vigente para o setor elétrico
brasileiro, analisando as diversas leis e decretos e suas sucessivas atualizações,
destacando o papel das instituições criadas e contextualizando a importante
função do planejamento setorial. O segundo foi analisar a questão do
planejamento energético no marco regulatório mais recente, com ênfase no setor
elétrico, destacando as responsabilidades pela condução do processo de
planejamento, as etapas de implementação, a inter-relação do setor elétrico com os
demais setores energéticos, bem como os aspectos técnicos, econômicos e
metodológicos associados nos horizontes de curto (10 anos) e longo (30 anos)
prazos.
No Capítulo 1 foi apresentado algumas considerações gerais sobre as
características do sistema elétrico brasileiro e sobre o seu processo de
reestruturação, com foco no resgate da função planejamento da expansão. O
Capítulo 2 tratou do ordenamento regulatório do setor elétrico brasileiro,
analisando as diversas leis e decretos e suas sucessivas atualizações, destacando o
papel das instituições criadas. A questão do planejamento da expansão energética
no marco regulatório vigente a partir do ano de 2004 foi abordada no Capítulo 3,
onde foram ainda descritos o processo de planejamento e a cadeia de
responsabilidades institucionais, bem como os diversos estudos associados às
cadeias de metodologias e programas computacionais desenvolvidas
CEPEL/ELETROBRÁS. O Capítulo 4 descreveu a visão geral dos estudos
associados ao planejamento da expansão de curto prazo do setor elétrico
brasileiro, bem como apresentou os principais resultados associados ao plano
decenal de expansão de energia elétrica para o horizonte 2006 a 2015. Finalmente,
o ciclo do planejamento energético integrado, envolvendo os setores elétrico,
246
petróleo, gás natural, carvão mineral e biocombustíveis, bem como o resultados
dos estudos associados ao Plano Nacional de Energia 2030 foram tratados no
Capítulo 5.
6.2
Principais conclusões
A seguir são apresentadas as principais conclusões e constatações descritas
ao longo deste trabalho.
6.2.1
Evolução do setor elétrico brasileiro
O Setor Elétrico Brasileiro (SEB), ao longo da sua história, teve uma
evolução acompanhando as tendências mundiais nesta área, porém sempre se
adaptando às especificidades do país. A forte vocação hidrelétrica, aliada às
dimensões continentais e a necessidade de atender fortes ciclos de crescimento e
desenvolvimento econômico, calcados num processo de industrialização e
urbanização crescente, levou este setor a desenvolver uma cultura de
planejamento, tanto da expansão quanto da operação, com elevada base técnica.
Assim, a predominância hidrelétrica na expansão da geração foi
determinante para o estabelecimento desta cultura, pois como as usinas
hidrelétricas estavam distante dos grandes centros de consumo, foi necessário o
desenvolvimento de grandes sistemas de transmissão, permitindo a integração das
usinas e das bacias hidrográficas de um mesmo subsistema, bem como as
interligações destes subsistemas aproveitando as vantagens da diversidade
hidrológica. Também houve o desenvolvimento de um parque térmico com
características de complementaridade, formando então um sistema hidrotérmico.
Dada a sua base hidrelétrica, a expansão da capacidade de geração no
Brasil sempre foi capital-intensiva, e com prazos de construção e amortização
elevados. Até o final da década de 1990, os recursos para expansão eram de
247
origem estatal. Em paralelo, assistiu-se a transição de uma sociedade brasileira
praticamente rural para uma sociedade com características urbanas crescentes.
O modelo institucional vigente até a década de 90 desenvolveu todo um
processo próprio de planejamento da expansão. Pode-se considerar que o Projeto
CANAMBRA (década de 60), que inventariou o potencial hidrelétrico das regiões
sul e sudeste e procurando fazer um planejamento da sua utilização em função do
crescimento da demanda, caracterizando-se como um embrião para o
desenvolvimento futuro do planejamento da expansão do sistema.
O Setor Elétrico Brasileiro chegou, então, no início dos anos 90 com as
seguintes características:
• geração, transmissão e distribuição predominantemente estatais;
• ambiente onde conviviam empresas verticalizadas, estaduais e federais;
• geração basicamente hidrelétrica apoiada por térmicas com combustível
pago por meio do mecanismo CCC (conta de consumo de combustíveis).
• usinas interligadas;
• dois grandes subsistemas: Norte/Nordeste e Sul/Sudeste;
• coordenação das atividades de operação e planejamento exercidas pela
ELETROBRÁS, por meio do GCOI e GCPS;
• existência de mercados cativos e de contratos de suprimento;
• tarifas controladas;
• financiamento da expansão por meio de recursos fiscais, tarifas e crédito
externo.
Os efeitos do primeiro e segundo choques de petróleo foram sentidos no
setor elétrico coincidindo inicialmente com uma forte expansão da capacidade
instalada em função do ciclo de desenvolvimento da década de setenta e depois, já
na década de 80, com uma forte retração nas taxas de crescimento do PIB.
Neste cenário da década de oitenta, o setor elétrico sentiu o efeito da crise
do petróleo e suas conseqüências na economia brasileira. As principais
conseqüências foram às seguintes:
248
• as altas taxas de crescimento econômico da década de setenta
alavancaram a construção de grandes projetos de geração para
atendimento do mercado, tais como Itaipu e Tucuruí, além das usinas
nucleares.
• os efeitos da crise num país fortemente importador de petróleo levou o
país a trabalhar com baixas taxas de crescimento econômico, frustrando a
demanda esperada de consumo de energia elétrica. Por outro lado o SEB
demorou a incorporar o impacto da retração econômica e continuou
expandindo a oferta;
• houve a utilização das tarifas de energia elétrica como instrumento de
controle de inflação, com a conseqüente descapitalização das
concessionárias de energia elétrica.
Paralelamente, a nível mundial, a indústria de energia elétrica dava sinais
de mudanças, capitaneada pelas reformas neoliberais que ocorriam na Inglaterra
no início dos anos 80. Outros aspecto importante foi o surgimento nos EUA do
produtor independente de energia. Em diversos países do mundo foram
implantados modelos institucionais onde a desverticalização das áreas de geração,
transmissão e distribuição ocorriam.
No Brasil, estes movimentos mundiais começaram a ter seus efeitos a
partir da década de 90 em função da falta de capacidade de investimento do
Estado, refletindo na dificuldade de expandir o setor elétrico nos montantes
necessários. Com isto buscou-se alterar o marco regulatório então vigente com o
objetivo de garantir a expansão da oferta e, ao mesmo tempo, atrair o capital
privado para financiamento desta expansão.
As premissas adotadas para esta mudança basearam-se em:
• operação e investimentos repassados para o setor privado;
• transparência de gestão (outorga de concessões, permissões e
autorizações);
• privatização de ativos;
• regulamentação, fiscalização e política energética a cargo do Estado.
249
Com isto o eixo da mudança, com forte visão neoliberal, era o tratamento
de energia como uma “commodity”, com a criação de um mercado competitivo,
com livre negociação de energia a exemplo de que tinha ocorrido em muitos
países.
Para atingir os objetivos se definiu diversos vetores:
• criação de um órgão regulador independente;
• geração como atividade industrial e não como concessão de serviço
público;
• desverticalização das empresas;
• livre acesso ao sistema de transmissão e celebração de contratos
específicos;
• constituição do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e do
Mercado Atacadista de Energia- MAE;
• introdução de consumidores livres;
• existência de geradores, distribuidores e comercializadores de porte
semelhante;
• estabelecimento de regras para a competição, concentração de mercado e
“selfdealing”;
• contratos iniciais na fase de transição
6.2.2
Marco regulatório do novo ambiente na década de 90
A estruturação do marco regulatório para a consolidação do novo ambiente
na década de 90 pode ser melhor entendido se separado em três fases:
1ª Fase – Ordenamento legal anterior à reforma
• Código de Águas (Decreto nº. 24.643/34 e Decreto nº. 41.019/57;
250
• Legislação esparsa, com destaque para as Leis nº. 3.890-A/61, nº.
5.655/71 e nº. 5.899/73.
2ª Fase – Antecedentes Legais que ensejam o surgimento das novas
normas
• Constituição Federal de 1988.
− Serviços Públicos: Licitação de Concessão e Permissão (art. 175º).
− Serviços de Energia Elétrica: competência da União para
exploração (art. 71º, XII, b).
− Autorização (art. 176º): atividades econômicas – Aproveitamento
Hidráulico.
• Lei nº. 8.631/93 e Decreto nº. 774
− Nova política tarifária.
− Contratos de Suprimento.
• Lei nº. 8.987/95: “Lei Geral de Concessões”.
3ª Fase – A Nova Disciplina Legal do Setor
• Lei nº. 9.074/95: complementa a Lei nº. 8.987 e traça regras para o Setor
de Energia Elétrica.
• Decretos nº. 1.717 e 2.003: regulamentam a Lei nº. 9074.
• Lei nº. 9.427/96 e Decreto nº. 2.335/97: criação da ANEEL.
• Lei nº. 9.478/97.
− Dispõe sobre Política Energética Nacional.
− Institui o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE.
− Cria a Agência Nacional de Petróleo – ANP.
• Lei nº. 9.648/98: cria o Mercado Atacadista de Energia – MAE e o
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.
A partir de 2001, em função do racionamento de energia, surge
necessidade de iniciar-se um processo de adequação da legislação.
• Legislação do Período da Crise.
− Medida Provisória nº. 2.198 de 2001
− Resoluções da Câmara de Gestão da Crise.
251
• Lei nº. 10.433 de 2002: dispõe sobre a criação do Mercado Atacadista de
Energia.
• Lei nº. 10.438 de 2002: cria Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
e PROINFA
• Lei nº. 10.604 de 2002: dispõe sobre recursos para subvenções a
consumidores de baixa renda.
• Lei nº. 10.762 de 2003: dispõe sobre o Programa Emergencial e
Excepcional de Apoio às Concessionárias e Distribuidoras de Energia e
alteram uma série de Leis.
Nesse ambiente com o Marco Regulatório vigente existiam os seguintes
contratos no Setor Elétrico:
• Contrato de Concessão ou Permissão de Serviço Público (Leis nº. 8.487 e
9.074).
• Contrato de Uso de Bem Público (Leis nº. 8.666 e 9.074).
• Contratos Iniciais (art. 10º da Lei nº. 9.648, Decreto nº. 2.655 e
Resoluções da ANEEL).
• Contratos Bilaterais (arts. 9º e 10º da Lei nº. 9.648).
• Contratos relacionados com a atividade de distribuição:
− Contrato de Prestação dos Serviços de Transmissão – CPST.
− Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST.
− Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão – CCT.
− Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD.
− Contrato de Conexão ao Sistema de Distribuição – CCD.
O racionamento ocorrido e as suas graves conseqüências serviram para
mostrar a fragilidade do modelo então em vigor e demonstrava a necessidade de
ajustes, criando assim a motivação para a nova reforma do marco regulatório que
acabaria ocorrendo no novo governo iniciado em 2003.
252
6.2.3
Marco regulatório vigente a partir de 2004
A reestruturação do Modelo do Setor Elétrico ocorrida no ano de 2004
teve como fundamentos:
• Marco Regulatório Estável - A importância de criar um ambiente
favorável a atração de investimentos que desse equilíbrio entre as
expectativas de retorno do capital investido e, ao mesmo tempo,
respeitasse as peculiaridades do consumidor cativo do Ambiente de
Contratação Regulada e do consumidor no Ambiente Livre.
• Segurança no abastecimento - Um modelo que nasce numa época de pós-
racionamento certamente teria que ter instrumentos para um
monitoramento das condições de atendimento, bem como ações efetivas de
zelo pelo equilíbrio entre oferta e demanda.
• Modicidade tarifária - Os altos custos da energia elétrica indicavam
necessidade de implantação de mecanismos eficientes de contratação.
• Planejamento - O modelo desenvolvido em meados da década de 90 pelo
COOPERS sinalizava com a necessidade de um agente planejador, o que
acabou não sendo implementado. Este fato teve provavelmente como
causa a visão equivocada da energia puramente como “commodity” e que
os agentes em função de sinais econômicos atuariam para manter o
equilíbrio entre oferta e demanda seguindo a sua própria lógica e não uma
estratégia de País. Com o novo modelo, retornou-se uma atividade
importante de governo já prevista na Constituição Federal, que é o
planejamento e a capacidade estratégica do estado de definir a utilização
de seus recursos energéticos de acordo com os interesses da Sociedade
Brasileira.
• Respeito aos contratos - A importância de respeitar-se os contratos
existentes, como fator de perenidade num setor considerado de ciclo
longo, e indispensável para atração de investimentos.
A nova organização institucional possibilitou uma melhor definição de
responsabilidades de cada entidade, conforme descrito a seguir.
253
• CNPE – Conselho Nacional de Política Energética.
− Órgão de Assessoramento ao Presidente da República, presidido
pelo Ministro de Minas e Energia e com participação de diversos
ministros.
− Tem a competência para fixar as diretrizes da Política Energética;
aprova os projetos estruturantes e propõe os critérios gerais de
garantia de suprimento de energia.
• Ministério de Minas e Energia – MME
− Responsável por zelar pelo equilíbrio entre a oferta e demanda de
energia.
− Coordena o Planejamento Energético Nacional.
− Responsável pela Política Energética, outorga de concessões e
expedição de autorizações.
• Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
− Responsável pela regulação, fiscalização e mediação.
• Operador Nacional do Sistema – ONS
− Responsável pela operação do Sistema Interligado Nacional;
preservou funções anteriores, sofrendo mudanças na governança
institucional do órgão.
• Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE
− Responsável pelo gerenciamento dos contratos e pela
contabilização e liquidação de curto prazo; organiza os leilões de
energia.
• Empresa de Pesquisa Energética (EPE)
- Responsável pela elaboração de estudos e pesquisas para subsidiar a
atividade de planejamento do MME.
• Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). Responsável pelo
acompanhamento e avaliação da continuidade e segurança do suprimento
eletroenergético do País.
O novo marco regulatório que dá sustentação ao novo modelo está baseado
nas seguintes leis:
254
- Lei nº. 10.848 – Altera uma série de dispositivos legais e dispõe sobre
comercialização.
- Lei nº. 10.847 – Autoriza a criação da EPE.
- Decreto nº. 5.267 - Que reestrutura o Ministério de Minas e Energia.
- Decreto nº. 5.081 – Dispondo sobre a ONS.
- Decreto nº. 5.163 – Sobre comercialização.
- Decreto nº. 5.175 – Criando o CMSE.
- Decreto nº. 5.177 – Dispondo sobre a CCEE.
- Decreto nº. 5.184 – Criando a EPE.
Neste novo modelo os principais vetores são enumerados a seguir.
- O MME fará o planejamento energético contratando estudos específicos da
EPE.
- As distribuidoras e consumidoras livres deverão celebrar contratos que
garantam o abastecimento de 100% de seu mercado.
- Todos os contratos negociados deverão contar com um lastro físico de
geração de fonte (garantia de geração), de forma que não existam contratos
sem a correspondente capacidade física de suprimento.
- Empreendimentos térmicos somente serão autorizados quando comprovada
a disponibilidade de combustíveis necessários à sua operação, facultada a
utilização de combustíveis substitutos.
- A compra de energia das distribuidoras será feita em leilão, adotado o
critério de menor tarifa, por meio de um “pool”, excluída a energia contratada
até a publicação da lei proveniente de geração distribuída, observados limites
de contratação e de repasse às tarifas e da ITAIPU binacional; ou enquadrada
na primeira etapa PROINFA (Fontes Alternativas).
- Os empreendimentos já serão ofertados em leilão com garantia de PPA
(Power Purchase Agreement) e, no caso de hidrelétricas, com licença
ambiental prévia concedida.
255
- Assegurar-se como regra o repasse dos custos de aquisição de Energia (art.
2º, &4º, da Lei nº. 10.848/04), acrescidos de encargos e tributos,
estabelecendo-se no Decreto nº. 5.163/04, mecanismos, a partir do calculado
valor anual de referência, que impedem o repasse dos riscos de gestão
(exceção: hipóteses previstas no artigo art.2º, & 8º descrita acima).
- No mercado de curto prazo os preços deverão refletir as variações de valor
econômico da energia (base: preço de liquidação de diferenças – PLD).
Um ponto bastante importante deste modelo foi à caracterização dos
ambientes de contratação no Sistema Interligado Nacional – SIN conforme
podemos observar a seguir:
• Ambiente de Contratação Regulada (ACR)
- Segmento do mercado onde se realiza a compra de energia elétrica
concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de
distribuição de energia elétrica para garantia de atendimento da totalidade de
seu mercado, precedida de licitação ressaltados os casos previstos em lei.
- licitação realizada pela ANEEL ou CCEE (art. 2º, &11º da Lei nº.
10.848).
- preço definido na licitação obedecido o critério da menor tarifa de
contratação.
- a formalização da compra se dá por meio da firma de contratos de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAA. Ajustes
bilaterais entre cada concessionária ou autorizada de geração e entre todas a
concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de
distribuição.
• Ambiente de contratação livre (ACL)
- Segmento de mercado no qual se realizam as operações de compra e
venda de energia elétrica, objeto de contratos bilaterais, livremente
negociados (art. 10º da Lei nº. 9.648/98), envolvendo os agentes
concessionários permissionários e autorizados de geração comercial
importadores, exportadores de energia e consumidores livres.
256
- Regras para o consumidor potencialmente livre optar por outro
fornecedor e para o consumidor livre retornar à condição de atendido pela
distribuidora.
Nas operações realizadas em ambos os ambientes será observada a convenção
de comercialização instituída pela ANEEL, contemplando: obrigações e
direitos dos agentes; garantias financeiras; penalidades e regras e
procedimentos de comercialização específicos.
Finalizando, com relação à evolução do marco regulatório brasileiro podemos
concluir que desde advento do Código de Águas, existe uma evolução
contínua dos modelos de setor elétrico adotados pelo Brasil e que sofrem
influência do desenvolvimento dessa indústria à nível mundial, bem como das
características físicas do nosso sistema e ainda com a própria evolução da
sociedade brasileira.
6.2.4
Planejamento da Expansão
A retomada do processo de planejamento no atual modelo vem resgatando
um ponto forte das características do setor, e agora ampliado no sentido de termos
um planejamento integrado, com o seu foco para uma visão estratégica como um
todo.
A reestruturação do Ministério de Minas e Energia, com a criação de uma
Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético que coordenasse este
processo, veio a instrumentar o MME, para que o artigo 174 da Constituição
Federal efetivamente fosse cumprido, já que planejamento é função indelegável
do Governo.
Para a evolução de uma sociedade moderna tornaram-se indispensáveis os
aspectos relacionados à energia. A visão que predomina entre os países hoje trata
a energia como tema altamente estratégico que envolvem a chamada segurança
energética.
257
No Brasil, num período recente, chegou-se a pensar que a energia elétrica
era puramente uma “commodity”, conforme citado anteriormente, e com a ilusão
de que as forças de mercado resolveriam todas as necessidades do país.
Sabe-se que o tema energia não pode ser tratado somente com a visão de
curto prazo. Mesmo se nós observarmos a grande nação capitalista do mundo, os
Estados Unidos da América, estes mantêm uma estrutura de porte fazendo estudos
de longo prazo sobre o atendimento energético. O caráter estratégico de garantir o
atendimento à demanda energética jamais foi deixado “apenas” para as forças de
mercado decidirem. É muito fácil concluir que, efetivamente, visão estratégica e
planejamento energético em todas as suas temporalidades não são características
apenas de países como a antiga União Soviética.
Quando o Estado traz para si a responsabilidade de planejar não significa
que está implantando um planejamento determinativo e nem muito menos
estatizando a economia. Está, na realidade, assumindo a responsabilidade de
atender às necessidades de uma sociedade de forma ordenada, prevalecendo o
interesse nacional da melhor forma social, econômica e ambiental, ou seja, dentro
de uma ótica de desenvolvimento sustentável. A prática de políticas e diretrizes
definidas por um governo e amplamente discutida com a sociedade como um
todo, induz os agentes empresariais, privados ou estatais, a participarem da
implementação das ações necessárias para o atendimento da demanda energética.
Outra medida importante para a retomada do processo de planejamento foi
à criação de uma empresa pública, a EPE (Empresa de Pesquisa Energética),
vinculada ao MME, com o objetivo de realizar os estudos necessários para o
planejamento mediante contratação do Ministério.
Em 2005, o MME definiu a estratégia para adequar-se ao que o novo
modelo tinha definido sobre o planejamento. Na época, foram priorizados os
seguintes produtos:
• PDEE – 2006 – 2015 – Plano Decenal de Expansão do Sistema Elétrico –
publicado em 2006.
• BEN – 2006 – Balanço Energético Nacional – publicado em 2006.
• MEN – 2023 – Matriz Energética – divulgado em 2006.
258
• PDE – 2007–2016 – Plano Decenal de Energia – primeiro plano de energia
com horizonte decenal brasileiro.
• PNE – 2030 – Plano Nacional de Energia – está em revisão final para
publicação em setembro de 2007.
• MEN – 2030 – Matriz Energética – está em revisão para publicação em
setembro de 2007.
Os estudos desenvolvidos pela EPE, a partir de termos de referência
definidos pelo MME, foram às bases para o desenvolvimento dos produtos
publicados pelo MME. A participação dos agentes, em diversas etapas dos
estudos realizados pela EPE, e as interações entre a equipe de consultores e
técnicos do Ministério e do CEPEL com a EPE ocorridas, permitiram que se
passasse para a última etapa, que foi o processo de consulta pública. Esta
sistemática que foi utilizada serviu para que o Plano Decenal tivesse um processo
de contestabilidade por parte da sociedade como um todo.
No PNE – 2030, pela amplitude do trabalho, realizaram-se diversos
seminários temáticos ao longo de 2006, onde foram convidados universidades,
associações, fórum de secretários, centros de pesquisa, federações de indústrias,
órgãos de governo e empresas, permitindo que houvesse uma ampla discussão
sobre o tema.
Hoje podemos considerar o processo como hesitoso e com uma grande
perspectiva de evolução ao longo do tempo.
O fato do Brasil possuir um centro de pesquisas da competência do
CEPEL, que, além de ser o guardião de todo o acervo de modelos desenvolvidos
ao longo da história do setor elétrico brasileiro, continua aperfeiçoando e criando
soluções metodológicas adaptadas às nossas características, ajudaram a viabilizar,
num curto espaço de tempo, esse resgate do planejamento. Hoje o Brasil possui
uma cadeia de modelos elétricos e energéticos que atendem a todas as etapas do
planejamento da operação e da expansão em contínuo desenvolvimento graças ao
CEPEL, do Grupo Eletrobrás.
Os desafios futuros do planejamento energético como segurança
energética, aspectos sócio-ambientais, modicidade tarifária, integração energética
sul-americana apontam a necessidade de uma forte interação com a sociedade e,
259
ao mesmo tempo, a importância de instituições como o MME e a EPE terem
quadros técnicos preparados que extrapolam apenas a visão de um governo, mas
que tenham perenidade para cumprir o que a nação brasileira necessita em termos
energéticos.
Com a volta do planejamento energético podemos concluir que o Estado
Brasileiro volta a ter a capacidade de previsibilidade que, aliado a tempestividade
proporcionada por um sistema de leilões que, a partir da declaração de
necessidades de cada distribuidora, atendam o seu mercado.
Com os leilões A-5, A-3 e A-1 evita-se que o trauma do racionamento
volte a assolar a sociedade brasileira. O consumidor livre que tem a sua própria
dinâmica para prover as suas necessidades também pode se beneficiar do modelo
de leilões.
A visão integrada do planejamento energético de longo, médio e curto
prazo permite que as soluções de energia para a sociedade brasileira sejam as mais
eficazes.
6.3
Considerações Finais
6.3.1
Segurança energética e planejamento integrado de longo, médio e
curto prazo
A retomada do processo de Planejamento do Setor Energético, dentro de
uma ótica integrada, como podemos observar na Figura 6.1, tem efeito importante
na visão estratégica da chamada segurança energética.
Os principais países do mundo têm tratado este tema como de absoluta
prioridade, tendo em vista a dependência energética da sociedade atual.
Assuntos desta natureza acabam entrando em áreas como:
• Segurança Nacional;
• Política Industrial;
260
• Desenvolvimento Social;
• Desenvolvimento Econômico;
• Política Externa;
• Política Ambiental;
• Conservação de Energia;
• Inventários de Fontes Energéticas;
• Política de Desenvolvimento Tecnológico.
21
Planejamento - Interface entre o Setor
Elétrico e os demais Setores
Planejamento
Energético
Integrado
Setores de
Gás e Petróleo
Outros
Setores
Setor
Elétrico
Metas
Metas
Metas
Impactos
Impactos Impactos
Iterative
Process
Figura 6.1 – Planejamento Energético Integrado
Por se tratar de um setor com ciclo de longo prazo, conforme podemos
observar na figura 6.2, é importante que o Ministério de Minas e Energia tenha
uma estrutura perene coordenando o Planejamento Energético, com um quadro
próprio de técnicos capacitado para tal desafio. Cabe destacar ainda a criação da
Empresa de Pesquisa Energética – EPE com a missão de realizar estudos de
planejamento para o Ministério.
261
30
Operação
Projeto
Executivo
Construção
Projeto
Básico
Estudo de
Viabilidade
Estudos de
Inventário
Licitação e
Concessão
PLANEJAMENTO DE
LONGO PRAZO
Horizonte – 20 a 30 anos
Atualizações – 4 anos
PLANO DECENAL DE
EXPANSÃO
Atualizações anuais
MONITORAMENTO DA
EXPANSÃO
Horizonte – 5 anos
Atualizações mensais
Estimativas
Iniciais de
Consumo e
Potencial de Oferta
Ciclo de Planejamento e Implantação de
Empreendimentos
POLÍTICAS E
DIRETRIZES
CNPE
Figura 6.2 – Ciclo de Planejamento e Implantação de Empreendimentos
6.3.2
Importância da participação da sociedade nas diversas etapas do
planejamento energético
Das conseqüências advindas do Planejamento Energético na Sociedade de
um país, torna-se imprescindível que o governo mantenha esta constante
interação, sob risco das Organizações Não Governamentais – ONG assumirem
este papel direcionando, muitas vezes, para uma visão tendenciosa e defendendo
interesses “não nacionais”.
6.3.3
Realismo ambiental com avaliação precisa dos reais impactos de
cada fonte
Os leilões de energia nova a partir de 2005 tem obtido resultados que não
condizem com a política de priorizar o uso da hidroeletricidade, conforme pode
ser observada na Figura 6.3.
262
49
Óleo
Comb/Diesel
30%
Gás Natural
24%
Bagaço de Cana
3%
Hidrelétricas
34%
PCH
2%
Carvão Mineral
7%
LEILÕES DE ENERGIA NOVA – MW médios
2.4771262282.1961.791546
UHEPCHBagaço de
Cana
Óleo
Comb./Diesel
Gás NaturalCarvão
Mineral
Leilões de Energia Elétrica
Figura 6.3 – Resultados dos Leilões de Compra de Energia Elétrica
A falta de alternativas de projetos hidrelétricos a serem ofertados nestes
leilões, seja pelo aumento dos requisitos ambientais, seja pela falta de estudos de
inventários e estudos de viabilidade técnico-econômicos e ambientais, os quais
não foram realizados em um passado recente, tem levado a um processo de
“termificação da matriz elétrica”.
Na seqüência faremos uma avaliação em quatro cenários da participação
térmica na matriz elétrica brasileira.
Na Figura 6.4 é mostrado o Caso Base do Plano Decenal de Energia 2007-
2016. Os efeitos nos leilões de energia nova que ocorreram a partir de 2005,
promovem uma diminuição da matriz de energia assegurada de origem hidráulica
atingindo, no final do período, uma participação de 69% desta energia assegurada,
de origem hidroelétrica.
No segundo cenário não é considerada a entrada da usinas de Santo
Antônio e Jirau, ambas no rio Madeira, sendo a energia assegurada das mesmas
substituídas por geração térmica a óleo combustível, diesel ou a carvão. Na Figura
263
6.5 é apresentado o efeito desta substituição na matriz de energia assegurada
decaindo a participação hídrica para 64% no final do horizonte.
50
Matriz de Oferta de Energia Elétrica
2007-2016 [%]
Caso Base
15%
18%
22%
25%
27%
31%
32%
31%
29% 29%
84%
80%
76%
73%
71%
67% 66%
67%
69% 69%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Outras fontes Térmica Hidro
Figura 6.4 – Matriz de oferta de energia elétrica – Cenário Base
51
Sem Madeira + UTEs de ajuste
15%
18%
22%
25%
27%
32%
34% 34% 34%
34%
84%
80%
76%
73%
71%
66%
64% 64% 64% 64%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Outras fontes Térmica Hidro
Matriz de Oferta de Energia Elétrica
2007-2016 [%]
Figura 6.5 – Matriz de oferta de energia elétrica – Cenário Sem Madeira
264
No terceiro cenário apresentado na Figura 6.6 retira-se deste horizonte,
além da usinas do rio Madeira já citada, a usina hidrelétrica de Belo Monte,
substituindo-se da mesma forma por usinas térmicas a óleo combustível, diesel e
carvão, o que restringe a participação hídrica à 61% no final do período 2007-
2016.
No quarto cenário, considerando-se as restrições já mencionadas no
terceiro cenário, acrescemos neste a impossibilidade de construirmos novas usinas
localizadas na região amazônica previstas para o horizonte em destaque. A Figura
6.7 mostra que chegaríamos com a participação hídrica na matriz de energia
assegurada em apenas 56%.
52
Sem Madeira e Belo Monte + UTEs de ajuste
15%
18%
22%
25%
27%
32%
34%
36%
37% 38%
84%
80%
76%
73%
71%
66%
64%
62%
61%
61%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Outras fontes Térmica Hidro
Matriz de Oferta de Energia Elétrica
2007-2016 [%]
Figura 6.6 – Matriz de oferta de energia elétrica – Cenário Sem Madeira
e Belo Monte
265
53
Sem Madeira, Belo Monte e UHEs Norte + UTEs de ajuste
15%
18%
22%
25%
27%
32%
35%
38%
41%
42%
84%
80%
76%
73%
71%
66%
63%
60%
57%
56%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Outras fontes Térmica Hidro
Matriz de Oferta de Energia Elétrica
2007-2016 [%]
Figura 6.7 – Matriz de oferta de energia elétrica – Cenário Sem UHEs
da Região Norte
Finalmente, na Figura 6.8, é mostrada a conseqüência ambiental resultante
em termos de Potencial de Emissões de CO
2
resultante da participação térmica na
matriz de energia assegurada relativo a cada cenário aqui explicitado. Observa-se
que, em dez anos, o aumento potencial de emissões pode triplicar, dependendo do
cenário analisado.
54
Estimativa do Potencial de Emissões de CO
2
na
Atmosfera Considerando UTEs de Ajuste
0
50
100
150
200
250
300
Milhões de Toneladas de CO
2
I: Base
40,0 44,6 52,4 64,2 71 94 102 102 103 106
II: I - Madeira
40,0 44,6 52,4 64,2 71 98 120 143 177 180
III: II - Belo Monte
40,0 44,6 52,4 64,2 71 98 120 157 212 243
IV: III - UHEs do Norte
40,0 44,6 52,4 64,2 71 98 125 174 253 283
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Figura 6.8 – Potencial de Emissões de CO
2
266
6.3.4
A importância do planejamento trabalhar com a lógica econômica e
ambiental
A Figura 6.9 apresenta uma análise comparativa entre fontes com destaque
no custo de investimento total (US$/kW) e área ocupada, tendo como premissa a
substituição da usina nuclear de Angra III por fontes eólicas ou solar.
74
Área e Investimentos em G. Eólica e Solar
Fonte: CEPEL
Geração Eólica
–
Turbina: 600 kW (para 2 MW/km2) e 2,3 MW (para 8 MW/km2)
(Atlas do Potencial Eólico Brasileiro -APEB – CEPEL/MME, 2001)
–
Densidade de Potência: 2 MW/km
2
(APEB, 2001)
8 MW/km
2
(Faixa Superior)
–
Custo de Investimento: 1200 US$/kW (PNE 2030)
2000 US$/kW (Osório, Rio do Fogo)
–
Fator de Capacidade: 25% = Média Brasil (APEB)
Geração Solar
–
Fator de Capacidade: 16,5% = Média Brasil (Zilles et all)
Figura 6.9 – Comparação entre Fontes
6.3.5
A importância do brasil desenvolver seu potencial hidrelétrico a
exemplo do países desenvolvidos
Os países desenvolvidos que possuem grande potencial hidráulico, de fato,
priorizaram o seu aproveitamento. Observa-se na Figura 6.10 que países em
desenvolvimento ou mesmo subdesenvolvidos, ainda possuem um potencial
hídrico razoável a ser explorado.
Apesar do movimento que existe no primeiro mundo contra a proliferação
da hidroeletricidade, experiências mostram que esta fonte poder ser um fator de
desenvolvimento econômico e social importante, tendo em vista o impacto
positivo que a mesma causa numa economia menos desenvolvida.
267
ENERGIA HIDRÁULICA
Aproveitamento do Potencial Hidrelétrico no Mundo
Fonte: EPE 2006
Observações:
1. Baseado em dados do World Energy Council, considerando usinas em operação e em construção, ao final de 1999.
2. Para o Brasil, dados do Balanço Energético Nacional, EPE, 2005 e Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica, MME, 2006
3. Os países selecionados detém 2/3 do potencial hidráulico desenvolvido do mundo.
4. O potencial tecnicamente aproveitável corresponde a cerca de 35% do potencial teórico média mundial)
100
83
64
61
60
55
45
37
21
18
16
11
6
4
1
28,0
020406080100
França
Alemanha
Japão
Noruega
Estados Unidos
Suécia
Itália
Canadá
BRASIL
Índia
Colômbia
China
Rússia
Peru
Indonésia
Congo
2,0
100
83
64
61
60
55
45
37
21
18
16
11
6
4
1
28,0
020406080100
França
Alemanha
Japão
Noruega
Estados Unidos
Suécia
Itália
Canadá
BRASIL
Índia
Colômbia
China
Rússia
Peru
Indonésia
Congo
100
83
64
61
60
55
45
37
21
18
16
11
6
4
1
28,0
020406080100
França
Alemanha
Japão
Noruega
Estados Unidos
Suécia
Itália
Canadá
BRASIL
Índia
Colômbia
China
Rússia
Peru
Indonésia
Congo
2,0
Figura 6.10 – Aproveitamento do potencial hidrelétrico no mundo
Entretanto há de se observar, conforme Figura 6.11, que a expansão da
capacidade instalada de usinas hidrelétricas não tem sido acompanhada da
expansão em capacidade de armazenamento. Mantida esta tendência, há a
necessidade de complementação térmica na base, favorecendo as térmicas a
carvão e nuclear, pois apesar do custo de investimento mais elevado, apresentam
custos de operação baixos.
268
Figura 6.11 – Evolução da Hidroeletricidade: capacidade instalada versus
armazenamento
Outro aspecto importante refere-se ao meio ambiente, principalmente, uma
vez que, no Brasil, grande parte do potencial hidrelétrico encontra-se na
Amazônia. Porém destacamos que, nos dias de hoje, projetos de usinas na
Amazônia têm evoluído tecnicamente de forma à minimizarem os impactos
ambientais. Assim, buscar-se-ia o equilíbrio entre a produção de energia, os
impactos socioambientais e o uso múltiplo da água, de forma aderente ao
desenvolvimento sustentado.
Por outro lado o fato de existirem potenciais próximos ou até mesmo
impactando unidades de conservação e áreas indígenas poderão ter como solução
num futuro próximo, o princípio da “Plataforma Petrolífera” onde, neste caso, se
constrói o aproveitamento hidrelétrico mantendo-se o impacto somente na área
física do empreendimento evitando-se, com isto, o crescimento de cidades ou vilas
após o término da construção do empreendimento. Na fase operacional, com os
recursos técnicos de automação existentes, a exemplo das plataformas, turnos de
técnicos operariam a usina. Dessa forma evitar-se-iam o processo de antropização
na região do empreendimento.
Crescimento da potência hídrica instalada
Evolução da Hidroeletricidade
Brasil – 2005
Fonte: ONS, ANEEL
Capacidade de Armazenamento
(Usinas Representando 75% do Armazenamento Total)
0
50
100
150
200
250
300
1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Armazenamento em [GWmês]
Potência Hidráulica Instalada
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
[MW]
269
6.3.6
Integração regional e a importância do setor energético nas relações
entre países
Quanto a esta consideração observamos que a integração regional está
cada vez mais presente na agenda dos países, tendo em vista as iniciativas
originadas de ações de governo, que demonstram claramente esta tendência.
Como exemplo, cita-se a União das Nações Sul-americanas – UNASUL com a
criação do Conselho Energético constituído pelos Ministros de Energia, bem
como demais iniciativas promovidas pelo G-8.
Esta tendência também pode ser observada coma recente criação no Brasil
do Departamento de Energia do Ministério de Relações Exteriores.
Para exemplificar, a Figura 6.12 mostra a complementaridade de
aproveitamentos hidrelétricas localizados no Brasil e na Venezuela, o que aponta
para uma perspectiva futura de integração entre estes dois países.
8
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
INTEGRAÇÃO ELÉTRICA – BRASIL - VENEZUELA
Interligação – Aproveitamento da Diversidade Hidrológica
Hidrelétricas de Guri (Vez), Belo Monte (Bra) e Tucuruí (Bra)
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
JAN FEV MAR ABR MAIO JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
GURI
BELO MONTE
TUCURUÍ
MWmédio
Figura 6.12 – Complementariedade hidroelétrica entre Brasil e Venezuela
270
6.3.7
A evolução contínua dos modelos do setor elétrico ao longo do
tempo
Este tema foi amplamente destacado em capítulo específico,
especialmente, quanto a sua fundamental importância para o setor elétrico e a
conseqüente evolução dos marcos regulatórios do país.
6.3.8
Necessidade de aprimoramento contínuo da metodologia e
programas computacionais adaptados as especificidades do Brasil
Da mesma forma, este tema foi citado em capítulos anteriores
demonstrando a sua importância para o processo de planejamento e operação.
Esses programas encontram-se descritos no apêndice deste trabalho.
6.4
Sugestões para trabalhos futuros
Não obstante aos ganhos proporcionados pelo marco regulatório brasileiro,
implantado em 2004, ainda existem desafios, principalmente de ordem
metodológica, em que a academia e os centros de pesquisas podem contribuir.
As principais áreas de pesquisa estão associadas com os aspectos de
desenvolvimento tecnológicos nos diversos meios de transformação e conversão
de energia, aspectos de segurança energética, sócio-ambientais, modicidade
tarifária, integração energética entre países, consideração de incertezas, base de
dados e sistemas geo-referenciados, além de questões regulatórias.
Referências bibliográficas
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Memória da Eletricidade,
http://www.memoria.eletrobras.gov.br/prod_aspectos_inst.asp.
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Memória da Eletricidade - Edição Memória da Eletricidade
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o
, M.E.P.Maceira, E.N. Mesquita, R.P.Caldas, A.
Pinhel, L.L. Gomes, A.M. Oliveira, R. Torres, D. Jardim, “Valuating
Back-up Contracts of Gas Thermal Plants in Hydrothermal Systems, Cigré
Symposium- Gas and Electricity Networks: Complementarity or
Competition ?, Brasília, DF, Brasil, Maio de 2002.
Apêndice
Cadeia de Modelos Computacionais do CEPEL para o
Planejamento da Operação e Expansão Energética do
Sistema Elétrico Brasileiro
A.1.
Modelo de Planejamento da Expansão da Geração a Longo Prazo –
MELP
O problema do planejamento da expansão da geração caracteriza-se pela
existência de dois subproblemas lineares acoplados, i.e. investimento e operação,
que são modelados por variáveis inteiras e contínuas, respectivamente. Do ponto
de vista matemático, isto resulta em um problema de programação linear inteira
mista. O horizonte de planejamento é dividido em estágios temporais, e portanto,
torna-se também um problema de múltiplos estágios.
O subproblema de investimento é definido principalmente pelos custos de
investimentos de usinas hidroelétricas, termoelétricas e interligações. O
subproblema de operação está relacionado com os custos operativos das usinas
termoelétricas (custos de combustíveis), manutenção de usinas (hidroelétricas e
termoelétricas) e custos de déficits.
No modelo MELP, a operação do sistema ao longo do horizonte de
planejamento é analisada para duas condições de hidrologia: crítica e média. Para
a condição de hidrologia média, a geração de uma usina hidroelétrica está limitada
ao valor médio de geração desta usina para as séries de vazões históricas, i.e.
considera as energias firme e secundária. Para a hidrologia crítica, a produção de
energia está limitada ao valor da energia firme. No caso das termoelétricas, a
geração máxima é definida em função de fatores de participação das usinas nas
condições de hidrologia média e crítica.
279
Variáveis de Investimento:
Na formulação do subproblema de investimento, as usinas hidroelétricas,
termoelétricas e as interligações entre subsistemas são diferenciadas em dois
grupos:
• projetos candidatos: são os projetos de usinas, ou usinas já existentes
mas com projeto de expansão complementar, e os projetos de
interligações entre subsistemas;
• empreendimentos existentes: usinas e interligações já construídas e em
operação.
As variáveis de investimento são modeladas por variáveis binárias.
Variáveis de Operação:
Representam a geração das usinas e os fluxos de energia nas interligações
entre os subsistemas, e são modeladas por variáveis contínuas.
Função Objetivo:
A função objetivo do problema de planejamento da expansão da geração
corresponde à minimização dos custos totais de investimentos e do valor esperado
dos custos de operação, composto pelos custos de combustíveis nas usinas
térmicas e custos de racionamentos de energia, ao longo do período de
planejamento. Na função objetivo do MELP, o custo de operação considerado é o
associado à condição de hidrologia média.
Modelagem das Restrições:
As restrições modeladas no MELP são essencialmente de três tipos:
operativas: em termos de potência das usinas são considerados os limites
mínimos e máximos operativos. Em termos de disponibilidade de energia, para
cada condição hidrológica (média e crítica), são considerados limites mínimos e
máximos de produção, especificados para as termoelétricas em função do seu
fator de participação, e para as hidroelétricas em função de suas energias firme e
secundária. Os fluxos nas interligações são limitados aos seus limites operativos
máximos;
280
atendimento à demanda de energia: para cada estágio de tempo, para
ambos os regimes médio e crítico, a geração total do sistema considerado,
acrescentada do déficit e intercâmbios, deve satisfazer a demanda (dada por
patamares e subsistemas);
deficit nulo para condição de hidrologia crítica: o plano de expansão ótimo
deve atender os requisitos de demanda de energia em condições críticas.
Resolução do Problema:
A formulação matemática do MELP se caracteriza como um problema de
programação linear inteira mista. A complexidade do problema é confirmada pelo
acoplamento entre variáveis binárias e contínuas, através das equações de
atendimento à demanda e de limites operativos. Existem duas opções de resolução
do problema implementadas no MELP:
Relaxação Linear: As variáveis de investimento são tratadas como
contínuas, fazendo-se uso do pacote computacional CPLEX para resolução de
programas lineares contínuos. Entretanto, surgem dificuldades de interpretação
dos planos de expansão obtidos, com valores fracionários de construção de
projetos de usinas e interligações;
Inteiro Determinístico: Por ser um problema de porte razoável, o problema
pode ser resolvido, considerando-se uma certa tolerância para a otimalidade,
diretamente usando um algoritmo de Branch and Bound (B&B) disponível no
pacote CPLEX.
A.2.
Modelo Estratégico de Geração Hidrotérmica a Subsistemas
Equivalentes – NEWAVE
O programa NEWAVE é um modelo de planejamento da operação
interligada de sistemas hidrotérmicos com representação agregada do parque
hidroelétrico e cálculo da política de operação baseado em programação dinâmica
dual estocástica.
O objetivo básico do planejamento da operação de um sistema
hidrotérmico é determinar metas de geração para cada usina do sistema, a cada
etapa, que atendam a demanda e minimizem o valor esperado do custo de
operação ao longo do período de planejamento. Este custo é composto pelo custo
variável de combustível das usinas termoelétricas e pelo custo atribuído às
interrupções de fornecimento de energia, representado por uma função de
penalização dos déficits de energia.
A decisão sobre quando utilizar os estoques de energia representados pela
água armazenada nos reservatórios está intrinsicamente ligada à incerteza quanto
às afluências futuras, devendo resultar de uma análise probabilística de seu
comportamento. Além disso, a decisão operativa mais adequada dependerá das
condições do sistema. Assim, é preciso determinar uma decisão operativa para
cada mês em função dos possíveis estados do sistema. Em sistema hidroelétricos,
pelo menos dois tipos de informação devem compor o estado do sistema: os níveis
de armazenamento dos reservatórios e a tendência hidrológica futura do sistema.
Esta última pode ser representada pelas afluências aos reservatórios nos meses
anteriores.
Como a estratégia de operação deve ser calculada para todas as
possibilidades de combinações de níveis de armazenamento e tendências
hidrológicas, o problema da operação ótima do sistema torna-se rapidamente
intratável do ponto de vista computacional. No caso do sistema brasileiro, com
mais de 50 reservatórios, torna-se necessário reduzir o número de variáveis de
estado através da agregação dos diversos reservatórios de uma mesma região em
um reservatório equivalente de energia, definindo assim um subsistema
equivalente.
282
Sistemas com uma porcentagem substancial de geração hidroelétrica
podem utilizar a energia armazenada “grátis” nos reservatórios do sistema para
atender a demanda, substituindo assim a geração dispendiosa das unidades
termoelétricas.
Entretanto, o volume de água afluente aos reservatórios é desconhecido
pois depende basicamente das chuvas que irão ocorrer no futuro. Além disso, a
disponibilidade de energia hidroelétrica é limitada pela capacidade de
armazenamento nos reservatórios. Isto introduz uma relação entre a decisão de
operação em uma determinada etapa e as conseqüências futuras desta decisão.
A existência de interligações com os sistemas vizinhos permite uma
redução dos custos de operação, através do intercâmbio de energia e um aumento
da confiabilidade de fornecimento, através da repartição das reservas. Em
sistemas hidrotérmicos é necessário inicialmente determinar o valor da geração
hidroelétrica, dado pelo valor da geração térmica que se poderia substituir hoje ou
no futuro. Este valor é calculado como uma etapa do processo de determinação da
política ótima. Com este conceito, pode-se representar uma hidroelétrica como
uma “térmica” cujo custo marginal de operação é o valor da água. Entretanto, é
importante observar que este valor não se mede de maneira isolada em cada usina,
pois depende da operação conjunta do sistema. Para se obter ganhos operativos
máximos de um sistema hidrotérmico interligado, é necessário operar o sistema de
maneira integrada, isto é, otimizando conjuntamente a operação de todos os
subsistemas, com o objetivo de minimizar o custo total de operação.
Assim, o problema de planejamento da operação interligada de sistemas
hidrotérmicos, com as características enumeradas acima, é resolvido pelo modelo
NEWAVE, que emprega a técnica de programação dinâmica dual estocástica.
Esta técnica de otimização evita os problemas de dimensionalidade devidos a
discretização do espaço de estados.
O modelo NEWAVE é composto por quatro módulos computacionais:
módulo de cálculo dos sistemas equivalentes e energias afluentes - Para
cada subsistema, os reservatórios são agregados em um único reservatório
equivalente de energia. A capacidade de armazenamento de cada reservatório
283
equivalente é estimada pela energia produzida pelo esvaziamento completo dos
reservatórios do subsistema adotando-se a hipótese de operação em paralelo.
Também agrega as vazões afluentes à cada subsistema em afluências energéticas
equivalentes. São consideradas separadamente as parcelas que correspondem às
afluências aos reservatórios e às usinas a fio d’água.
módulo de cálculo do modelo estocástico de energias afluentes - Estima os
parâmetros do modelo estocástico de energias afluentes aos subsistemas que é
utilizado no módulo do cálculo da política de operação hidrotérmica. Este modelo
estocástico também é empregado na geração de séries sintéticas de energias
afluentes para análise de desempenho no módulo de simulação da operação.
módulo de cálculo da política de operação hidrotérmica - Determina a
política de operação mais econômica para os subsistemas equivalentes baseado no
algoritmo de programação dinâmica dual estocástica, considerando as incertezas
nas afluências futuras, os patamares de demanda e a indisponibilidade dos
equipamentos.
módulo de simulação da operação - Simula a operação do sistema ao longo
do período de planejamento, para distintos cenários de seqüências hidrológicas,
falhas dos componentes e variação da demanda, com base na política de operação
obtida no módulo anterior. Calcula índices de desempenho, tais como a média
dos custos de operação, o risco de déficit e os valores esperados de energia não
suprida.
O relacionamento entre os módulos utilizados é apresentado a seguir.
284
CONFIGURAÇÃO DO SISTEMA
. Dados dos reservatórios
. Topologia
. Plano de expansão
. Cronograma de expansão
MODELO DE
ENERGIA S
AFLUENTES
MODELO
A SISTEMA
EQUIVALENTE
Histórico
de energias
afluentes
MODELO
ESTOCÁ S TICO
DE ENERGIAS
AFLUENTES
Séries
sintéticas
de energias
afluentes
Parâmetr os
do
reservatório
equivalente
CÁLCULO DA
POLÍTICA
DE
OPERAÇÃO
Estratégia
ótima
de
operação
MODELO
AGREGADO
DE SIMULAÇÃ O
ANÁLISE
PROBA BILÍSTICA
DA OPERAÇÃ O
DO SISTEMA
Histórico
de vazões
Parâmetr os
do modelo
estocástico
Previsão
de
mercado
A.3.
Modelo de Simulação a Usinas Individualizadas para Subsistemas
Hidrotérmicos Interligados - SUISHI
No modelo SUISHI-O, o sistema de geração é constituído por usinas
hidrelétricas e termelétricas. As usinas hidrelétricas podem ser de dois tipos: a fio
d’água, quando seu volume armazenado não varia, ou com reservatório, quando
apresenta uma significativa capacidade de regularização. Denominam-se usinas
termelétricas todas as demais usinas geradoras (nuclear, carvão, gás, óleo, diesel,
biomassa, etc.) que possam ser representadas por capacidades mínima e máxima e
um custo unitário de geração constante, sem nenhuma restrição adicional sobre
sua disponibilidade. Assim, certos tipos de fontes alternativas de geração (solar
fotovoltaica, eólica, co-geradores, etc.) não podem ser representadas
adequadamente no modelo, por enquanto. O déficit de energia pode ser
representado em patamares. Cada patamar é representado por uma usina
termelétrica de alto custo. A usina termelétrica que representa o último patamar de
déficit é a de mais alto custo e tem capacidade ilimitada.
O sistema de transmissão é representado de forma simplificada tendo em
vista a aplicação do modelo primordialmente em estudos de planejamento
energético. Desta forma, leva-se em conta apenas as grandes limitações de
intercâmbio de energia entre certas regiões ou subsistemas, que passam a
constituir os chamados subsistemas interligados. Dentro de um subsistema,
considera-se que o sistema de transmissão não limita o atendimento ao mercado
de energia, o que possibilita agregar todas as cargas elétricas em um único
mercado de energia do subsistema, bem como, as gerações das diversas usinas em
uma única geração total de energia do subsistema. A limitação de intercâmbio de
energia entre dois subsistemas pode ser diferente em cada sentido, mas não pode
depender nem da disponibilidade de equipamentos nem do valor da geração ou do
mercado no período em questão, razão pela qual sugere-se adotar valores
conservadores para estes limites.
O mercado consumidor de energia de um subsistema é representado por
uma curva de permanência da carga com até três patamares, que representa de
286
forma simplificada a variação do consumo total do subsistema ao longo de um
mês.
O modelo SUISHI-O reconhece três diferentes tipos de seqüência
hidrológica: (i) série histórica de vazões afluentes a uma usina hidroelétrica
referente a uma seqüência de valores mensais de vazão natural afluente, expressa
em m3 /s, correspondente à média dos valores instantâneos observados durante o
mês, em um posto fluviométrico; (ii) série sintética de vazões afluentes a uma
usina hidrelétrica que é uma série estatisticamente semelhante à sua série
histórica, que é produzida por um Modelo Estocástico de Vazões Afluentes. A
utilização de séries sintéticas permite que se obtenha uma amostra mais
representativa das possíveis vazões afluentes futuras, reduzindo-se a incerteza das
estimativas de estatísticas tais como o valor esperado do déficit, a energia
garantida do sistema, etc. O modelo SUISHI-O está preparado para entender o
formato de saída do Modelo GEVAZP Erro! A origem da referência não foi
encontrada.], ou seja, é possível gerar um arquivo com séries sintéticas através
do Modelo GEVAZP e este arquivo pode ser lido pelo modelo SUISHI-O; (iii)
série de vazões de usos alternativos é uma série de valores mensais (positivos ou
negativos) que deve ser subtraída de sua correspondente série de vazões
incrementais afluentes de forma a representar um outro uso da água no local
como, por exemplo, os desvios de água para irrigação, abastecimento,
saneamento, etc.
É capaz de simular as regras de operação de bacias especiais como as dos
rios Paraíba do Sul e Tietê.
O modo de simulação mais simples e didático é a simulação estática. Neste
modo de simulação considera-se, por hipótese, uma configuração hidrotérmica
fixa procurando atender a um mercado de energia constante ao longo de uma série
hidrológica. A denominação simulação estática decorre da hipótese de que, com
exceção das vazões afluentes aos reservatórios, todos os demais dados do
problema permanecem estáticos ao longo do tempo. Isto permite estudar melhor a
influência da hidrologia sobre a operação do sistema hidrotérmico, bem como,
calcular índices estatísticos de desempenho do sistema tais como a probabilidade
anual de déficit de energia, sua média e variância, entre outros.
287
Em contraposição à simulação estática, diz-se que uma simulação é
dinâmica quando todos os dados do problema podem variar dinamicamente ao
longo do tempo constituindo séries temporais análogas às series hidrológicas. Este
modo de simulação é mais realista, permitindo analisar, por exemplo, o efeito do
crescimento do mercado e da entrada em operação de novas unidades geradoras,
impactos como o do enchimento do volume morto de um reservatório, etc.
Para que uma simulação dinâmica seja consistente é necessário sincronizar
todas estas séries temporais de dados. O intervalo de tempo comum a todas as
series de dados e escolhido para se simular a operação do sistema é denominado,
então, período de simulação. Na maioria dos estudos de planejamento, este
período corresponde a um intervalo de tempo no futuro.
A energia firme de um sistema hidráulico é o maior mercado de energia
que o sistema pode atender de modo a não ocorrerem déficits de energia,
supondo-se a ocorrência da série histórica de afluências.
Para ser calculada, basicamente define-se um valor super estimado para o
mercado e decrementa-se este valor iterativamente até que o sistema não apresente
déficit algum. Caso o valor inicial seja baixo e o sistema não apresente déficit, o
valor é aumentado com a finalidade de se obter um mercado super estimado.
Mais detalhadamente são encontrados todos os períodos críticos do
período de simulação. Um período crítico tem início no último estágio que o
sistema encontrou-se completamente cheio e tem fim no último estágio em que o
sistema encontrava-se em déficit, sem reenchimentos intermediários. São
realizadas várias iterações com redução do mercado até que desapareçam todos os
déficits.
Qual o maior mercado de energia que um determinado sistema
hidrotérmico pode atender? Devido à incerteza quanto às afluências futuras, esta
questão só pode ser respondida em termos probabilísticos. Dependendo do grau de
confiabilidade desejado, este mercado será maior ou menor. No Brasil, adota-se
como índice de confiabilidade do atendimento ao mercado de energia, a
probabilidade anual de déficit de energia em cada subsistema, ou seja, a
probabilidade de ocorrer algum déficit de energia no subsistema, em algum mês
288
do ano. Um critério de garantia de suprimento ao consumidor pode estabelecer,
por exemplo, que “a probabilidade (ou risco) anual de déficit de energia não deve
exceder a 0.05 em nenhum subsistema”.
Com base nestas definições pode-se introduzir o conceito de energia
garantida do sistema a um dado nível de risco: a energia garantida de um sistema
hidrotérmico interligado é o maior mercado global de energia que esta
configuração pode atender, tal que a probabilidade anual de déficit não exceda a
0.05 em nenhum subsistema, variando-se proporcionalmente os mercados de cada
subsistema.
Desta forma, a energia garantida pode ser vista como um parâmetro
associado à uma configuração estática. À medida em que a configuração
hidrotérmica e a capacidade de intercâmbio variam dinamicamente no tempo, a
energia garantida também evolui de forma semelhante, mas não necessariamente
proporcional. O processo de planejamento da expansão busca assegurar que a
cada ano a energia garantida do sistema seja igual ao mercado de energia previsto.
O modelo SUISHI-O é composto por dois módulos, a saber:
Modelo de Otimização do Balanço Hidrotérmico entre Subsistemas
Modelo de Simulação à Usinas Individualizadas
A relação entre esses dois módulos está ilustrada a seguir.
289
Relação entre os módulos do modelo SUISHI-O
O módulo de otimização do balanço hidrotérmico entre subsistemas tem
como objetivo definir as metas de geração hidráulica para cada subsistema. Isto é
feito mediante a solução de um problema de programação linear, cuja função
objetivo é a soma do custo presente com o custo futuro, sujeito às restrições de
balanço hídrico, atendimento à demanda, armazenamento máximo, geração
hidráulica máxima e também à função de custo futuro, proveniente do modelo
NEWAVE.
O módulo de simulação a usinas individualizadas tem a finalidade de
operar as usinas dos subsistemas atendendo a geração hidráulica definida no
módulo de otimização. Esta simulação é feita segundo uma política de operação,
cujas principais características são:
• baseia-se em prioridades (automática ou definida pelo usuário) e faixas
operativas (definidas pelo usuário);
• procura manter todos os reservatórios do sistema, tanto quanto possível,
dentro de uma mesma faixa de operação (se as faixas de todos os
reservatórios são proporcionalmente iguais, esta política é denominada
operação em paralelo dos reservatórios);
290
• leva em consideração o efeito do deplecionamento de um reservatório em
reservatórios a jusante: nenhum deplecionamento a montante deve ser
realizado se ele levar a um vertimento em algum reservatório a jusante,
exceto para se evitar um déficit de geração;
• manter livre a faixa superior dos reservatórios para aumentar a capacidade
de armazenamento do excesso de afluências durante o período molhado,
minimizando-se o vertimento e inundações a jusante;
• manter cheia a faixa inferior dos reservatórios para evitar uma excessiva
perda de potência no sistema devido à redução das alturas de queda
líquida.
A.4.
Modelo de Geração de Séries Sintéticas de Energias e Vazões -
GEVAZP
A apropriada consideração da variabilidade hidrológica é um dos
principais problemas encontrados no projeto e no planejamento da operação de
sistemas hidrotérmicos. Os dados históricos de afluências médias mensais são
insuficientes para compor uma amostra de tamanho necessário para a elaboração
de cálculos estatísticos importantes para a análise do comportamento do sistema
elétrico. Então, um modelo estocástico de afluências (vazões ou energias) naturais
a cada aproveitamento hidrelétrico ou a cada subsistema equivalente se faz
necessário. Através do emprego de modelos estocásticos é possível analisar os
dados históricos como uma realização de um processo estocástico e estimar os
parâmetros desse processo. Isto é, as características básicas da série histórica
podem ser capturadas por modelos estocásticos capazes de produzir séries
sintéticas de afluências, distintas da série histórica, mas igualmente possíveis. O
modelo estocástico pode então ser usado para criar um grande número de cenários
de afluências, conforme ilustrado na Figura 1. Cenários hidrológicos sintéticos são
amplamente usados em conjunto com modelos de simulação para avaliar projetos
propostos e estratégias de operação para reservatórios.
Figura 1 – Geração de Séries Sintéticas
292
O Modelo GEVAZP
Séries hidrológicas de intervalo de tempo menor que o ano, tais como
séries mensais, têm como característica o comportamento periódico das suas
propriedades probabilísticas, como por exemplo a média, a variância e a estrutura
de auto-correlação. A análise deste tipo de séries pode ser feita pelo uso de
formulações auto-regressivas cujos parâmetros apresentam um comportamento
periódico. A esta classe de modelos costuma-se denominar modelos auto-
regressivos periódicos. Estes modelos são referenciados por modelos PAR(p),
onde p é a ordem do modelo, ou seja, o número de termos auto-regressivos do
modelo. Em geral, p é um vetor, p = (p
1
, p
2
, ..., p
12
), onde cada elemento fornece
a ordem de cada período.
O modelo PAR(p
1
, p
2
, ..., p
12
) pode ser descrito matematicamente por:
t
pm
pmpt
m
p
1m
1m1t
m
1
m
mt
a
Z
ZZ
m
mm
m
+
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
σ
μ−
φ++
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
σ
μ−
φ=
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
σ
μ−
−
−−
−
−−
"
onde:
Z
t
é uma série sazonal de período s
t é o índice do tempo, t = 1, 2, ..., sN, função do ano T (T = 1, 2, ...,
N) e do período m (m = 1, 2, ..., s)
s é o número de períodos (s = 12 para séries mensais)
N é o número de anos
m
μ
,
m
σ
são a média e o desvio-padrão sazonal sazonal de período
s
m
i
φ é o coeficiente auto-regressivo de ordem i para o período m
p
m
é a ordem do modelo para o período m
a
t
série de ruídos independentes com média zero e variância
2
m
a
σ
293
O programa GEVAZP, desenvolvido pelo CEPEL, ajusta modelos auto-
regressivos períodicos e gera cenários sintéticos de afluências mensais
multivaridados.
Geração de Séries para os Modelos de Planejamento da Operação
Os cenários sintéticos de afluências produzidos pelo programa GEVAZP
são utilizados pelos modelos de planejamento e simulação da operação energética
de médio (NEWAVE - Modelo de Geração Hidrotérmica a Subsistemas
Equivalentes e SUISHI-O - Simulação a Usinas Individualizadas para
Subsistemas Hidrotérmicos Interligados) e curto prazo (DECOMP - Determinação
da Coordenação da Operação a Curto Prazo).
Os modelos NEWAVE e SUISHI-O simulam um grande número de séries
hidrológicas, calculando assim, índices probabilísticos de desempenho do sistema
para cada estágio da simulação. Estes diversos cenários de afluências são gerados
em uma estrutura paralela, também chamada de pente.
Já no modelo DECOMP, a incerteza acerca das vazões afluentes aos
diversos aproveitamentos do sistema é representada através de cenários
hidrológicos, dispostos como uma árvore de afluências com probabilidades de
ocorrência, distintas ou não, associadas a cada ramo. Devido à restrição de tempo
computacional, no modelo DECOMP é interessante trabalhar com o menor
número de cenários de vazões possível. Entretanto, um número reduzido de séries
não é suficiente para caracterizar bem um processo estocástico com tal
variabilidade. Para resolver este problema podem ser empregadas técnicas
estatísticas multivariadas capazes de elaborar critérios que possibilitam agrupar
cenários similares em determinados grupos, de tal forma que a árvore reduzida
preserve as características do processo estocástico do qual as vazões são geradas.
Estas técnicas são reunidas sob o nome genérico de Análise de Conglomerados.
Interface Gráfica
A versão atual do programa GEVAZP encontra-se disponível para
microcomputador pessoal. Além disso, por ser parte integrante do ENCAD
(Sistema de Encadeamento de Modelos Energéticos), o programa é
disponibilizado com uma interface gráfica que permite:
294
• Importação dos dados de entrada de um caso já existente;
• Conversão de um caso NEWAVE para um caso GEVAZP;
• Edição dos dados de forma amigável;
• Visualização de relatórios de saída em formatos texto.
• Representação gráfica das bacias hidrográficas e a posição relativa dos
reservatórios
A.5
Sistema de Inventário de Bacias Hidrográficas - SINV
O programa SINV é uma ferramenta para a execução dos estudos
energéticos, socioambientais e de comparação e seleção de alternativas de divisão
de quedas de acordo com a metodologia descrita no Manual de Inventário
Hidroelétrico, ELETROBRÁS, 1997. O programa na sua versão 5.1a permite:
• dimensionamento energético e análise de viabilidade econômico-
energética de projetos;
• avaliação econômico-energética de alternativas de divisão de quedas;
• priorização econômico-energética dos projetos de uma alternativa de
divisão de quedas para programação de estudos de viabilidade;
• consideração de cenários de usos múltiplos d’água;
• cálculo de índices de impacto socioambiental de alternativas de divisão
de quedas;
• comparação e seleção de alternativas de divisão de quedas segundo
enfoque multiobjetivo, adotando como critério básico a maximização
da eficiência econômico-energética em conjunto com a minimização
dos impactos socioambientais negativos.
O SINV possui 6 funções para os estudos energéticos:
• EnerFirme: Dada uma alternativa de divisão de quedas, calcula sua
energia firme e de seus aproveitamentos.
• OtimVolUtil: Dada uma alternativa de divisão de quedas, determina o
volume útil dos aproveitamentos que compõe a alternativa.
• DimEner: Dado um conjunto de alternativas de divisão de quedas,
determina o volume útil, a altura de referência e a potência instalada
dos aproveitamentos.
• Elimina: Dada uma alternativa de divisão de quedas, calcula o índice
custo-benefício energético (ICB) dos aproveitamentos que compõe a
alternativa e informa quais aproveitamentos tem ICB superior ao custo
296
unitário de referência, para que o usuário possa eliminá-los da
alternativa.
• AvalEconEnerg: Dado um conjunto de alternativas de divisão de
quedas calcula o ICB das alternativas e ordena as alternativas segundo
os seus ICB.
• Ordena: Após a seleção final da melhor alternativa de divisão de
quedas, segundo o índice custo-benefício energético (ICB) e o índice
de impacto socioambiental negativo (IA), ordena os aproveitamentos
desta alternativa de acordo com os índices custo-benefício energético
dos projetos (ICB).
As seis funções associadas aos estudos energéticos podem ser calculadas
através de procedimento simplificado, quando se está na fase de estudos
preliminares do Inventário, ou através de simulação da operação, na fase de
estudos finais do Inventário.
Para os estudos socioambientais o SINV dispõe de uma função para o
cálculo dos impactos socioambientais negativos das alternativas (CalcImapctAlt).
Esta função possui dois procedimentos para o calculo dos impactos
socioambientais das alternativas, um relativo aos estudos preliminares e outra
associado aos estudos finais.
Existem ainda duas funções para a seleção da melhor alternativa de divisão
de quedas. Uma associada aos estudos preliminares e outra para os estudos finais.
As duas funções seguem uma análise multi-objetivo.
O Sistema possui uma interface gráfica para sistema Windows, que parte
de uma tela principal contendo uma área de desenho que permite aos usuários
representar num diagrama topológico os locais barráveis e segmentos de rios da
bacia estudada (Figura A.4a). O menu Projeto permite criar e apagar projetos,
assim como editar dados de projeto. A figura abaixo apresenta o diálogo de edição
(Figura A.4b). O menu Sistema permite selecionar diálogos para manipulação dos
dados dos sistemas energético, de recursos hídricos (Figura A.5a) e
socioambiental. A manipulação das alternativas é feita através de diálogos
selecionados pelo menu Alternativa (Figura A.5b).
297
Figura 1a Figura 1b
Figura 2a Figura 2b
Uma tela específica representa a análise multi-objetivo preliminar (Figura
3a) auxiliando o decisor na escolha das alternativas que passarão para os estudos
finais. Nos estudos finais a análise multi-objetivo permite a visualização de
alterações na hierarquia das alternativas em relação à variações nos pesos relativos
de cada objetivo (Figura 3b).
Figura 3a Figura 3b
298
Atualmente está em curso uma nova revisão do Manual de Inventário. Esta
revisão, coordenada pelo Ministério de Minas e Energia (MME), tem a
participação de diversas entidades (ANEEL, MMA, ANA) e empresas de energia
elétrica. Para contemplar as inovações que serão incluídas no novo Manual, está
em desenvolvimento uma nova versão do sistema SINV.
A.6
Modelo de Confiabilidade de Sistemas Hidrotérmicos Interligados -
CONFINT
Em sistemas com predominância hidroelétrica, como o Sistema Elétrico
Brasileiro (SEB), a variabilidade da energia disponível e a perda de capacidade
das unidades geradoras devido ao deplecionamento dos reservatórios impõem a
necessidade de avaliar a capacidade do atendimento de potência, a confiabilidade,
de maneira integrada com os aspectos energéticos do sistema, i.e., com os
requisitos de suprimento de potência, considerando-se a capacidade disponível nas
unidades hidroelétricas, saídas de equipamentos e interligações entre sistemas.
Para atender esta finalidade, o CEPEL, no âmbito do projeto CONFINT,
tem desenvolvido um modelo computacional para avaliação da confiabilidade de
sistemas de potência interligados com predominância hidroelétrica. Além de
quantificar o risco do não atendimento da demanda prevista, o CONFINT fornece
importantes subsídios para a definição de margens de reserva de potência e
identificação dos subsistemas e interligações com necessidades de reforços.
No CONFINT, adota-se uma representação multi-área do sistema, onde as
áreas (subsistemas) são representadas por nós e as interligações entre elas são
representadas por arcos que ligam estes nós, conforme ilustrado na Figura 1 para
um sistema com quatro áreas. A geração de cada área é modelada como um arco
chegando ao seu respectivo nó, proveniente do nó "fonte" (S). Por sua vez, a
demanda de cada área é representada como um arco que deixa o seu respectivo nó
e entra no nó "sumidouro" (T).
2
4
S T
1
2
Figura 1 – Sistema com quatro áreas
300
A representação multi-área é um modelo linear de fluxos em redes. Desta
forma, pelo teorema do fluxo máximo/corte mínimo pode-se analisar o
desempenho do sistema, avaliando a condição de atendimento à demanda em
diversos estados de operação do sistema, obtendo-se assim os índices de
confiabilidade.
A capacidade de cada arco de geração é uma variável aleatória,
representando a disponibilidade de geração na área correspondente. Sua
distribuição de probabilidade é calculada a partir da convolução das distribuições
de probabilidade das unidades geradoras pertencentes ao subsistema. A tabela de
frequência de capacidade disponível é calculada por meio da convolução dos
diagramas de Markov das unidades geradoras. A capacidade de cada arco de
interligação também é uma variável aleatória, devido às limitações nas
capacidades máximas de transferências entre as áreas, cuja distribuição é
normalmente fornecida por estudos anteriores do sistema de transmissão.
Finalmente, as capacidades dos arcos de demanda são variáveis aleatórias,
representando as flutuações na carga.
O CONFINT é capaz de calcular os índices de confiabilidade de
probabilidade de perda de carga (LOLP), valor esperado de potência não suprida
(EPNS), valor esperado de energia não suprida (EENS), severidade do sistema,
freqüência média de perda de carga (LOLF), duração média de perda de carga
(LOLD) e sensibilidade das interligações. Estes índices de confiabilidade podem
ser computados pelo CONFINT por dois métodos distintos: o método analítico
(integração direta) ou simulação Monte Carlo.
A versão atual do programa CONFINT é parte integrante do ENCAD
(Sistema de Encadeamento de Modelos Energéticos) que integra os modelos
computacionais energéticos do CEPEL. O programa conta com uma interface
gráfica que facilita a edição e importação dos dados de entrada, o gerenciamento
de casos estudo e a visualização dos resultados por meio de gráficos e relatórios
de saída em formato texto.
301
(a) Entrada de dados pela
interface
(b) Gráfico da LOLP ao longo do
ano
Figura 2 – Interface gráfica do CONFINT
Entre os principais dados requisitados para avaliação da confiabilidade
destacam-se:
Configuração do parque gerador termelétrico de cada subsistema;
• Configuração do parque gerador hidrelétrico de cada subsistema. Esta
configuração considera a variabilidade hidrológica, através de série de
potências disponíveis fornecida pelo SUISHI, um modelo de simulação
a usinas individualizadas integrante do ENCAD.
• Capacidade das interligações entre as áreas;
• Cronograma de manutenção das unidades geradoras;
• Dados de falha de geradores e interligações;
• Mercado mensal de cada área;
• Recebimentos e Fornecimentos de cada área;
• Probabilidades e taxas de transição dos patamares de carga;
Por fim, os recursos disponíveis no modelo CONFINT permitem ainda
que os estudos sejam realizados de acordo com diferentes horizontes de tempo:
• estudo de longo-prazo mensal: período de estudo de até um ano
decomposto em 12 meses, considera disponibilidade de potência nas
usinas hidroelétricas para séries hidrológicas (fornecido pelo modelo
SUISHI), a manutenção é fornecida via cronograma de manutenção, ou
302
montante médio mensal ou indisponibilidade programada. Cálculo de
índices mensais.
• estudo de longo-prazo semanal: período de estudo de até um ano
decomposto em 52 semanas, considera disponibilidade de potência nas
usinas hidroelétricas para séries hidrológicas (fornecido pelo modelo
SUISHI), a manutenção é fornecida via cronograma de manutenção.
Cálculo de índices semanais e, a partir destes, cálculo de índices
mensais médios.
1.7
Avaliação Ambiental Estratégica para o Planejamento da Expansão -
AAEXP
té o final da década de 90, as avaliações ambientais no setor elétrico não
tinham caráter estratégico e, assim, o processo que levava à decisão de
implantação de determinado projeto não incorporava, de fato, a dimensão
ambiental como uma de suas variáveis. A não existência de critérios e métodos
adequados para efetivar esta incorporação a cada etapa do processo, exceção feita
ao ciclo dos aproveitamentos hidroelétricos para o qual foram desenvolvidos
métodos e procedimentos a serem adotados na etapa de inventário do potencial
hidroelétrico, era identificada como um dos fatores responsáveis por esta lacuna.
A partir de 2001, os desenvolvimentos do projeto AAEXP contribuíram
efetivamente na elaboração dos capítulos de Meio Ambiente do Plano Decenal de
Expansão (PDE), contendo análises para projetos hidroelétricos, conjunto de
projetos hidroelétricos e para o Plano como um todo. Em 2003, ampliou-se a
análise de conjunto de projetos e do plano como um todo.
A metodologia de avaliação de complexidade ambiental de projetos
hidrelétricos para o Plano Decenal, foi desenvolvida tendo em vista as seguintes
premissas em relação a sua aplicação:
• As fontes de consulta a serem utilizadas para obtenção de dados
deveriam ser os estudos dos próprios projetos, tais como: Estudos de
Inventário Hidrelétrico (EI), Estudos de Viabilidade (EV); Estudos de
Impacto Ambiental (EIA); Relatórios Ambientais Simplificados (RAS)
e Projetos Básicos (PB);
• Utilização de Sistema de Informações Geográficas (SIG) como
ferramenta de apoio às análises;
• A aplicação da metodologia proposta deveria ser realizada por uma
equipe multidisciplinar, com as funções de pesquisa e coleta de dados
das fontes de consulta e realização de uma análise integrada.
A coleta das informações necessárias é realizada por meio de consulta aos
agentes responsáveis pelos empreendimentos ou pelos estudos através do uso de
304
uma ficha de informações, tomando como base os dados necessários para a
avaliação segundo o conjunto de critérios e indicadores sugeridos pela
metodologia. Neste contexto, com intuito de facilitar o trabalho, o CEPEL
desenvolveu uma ferramenta computacional especificamente voltada para a
avaliação da complexidade socioambiental de projetos hidrelétricos. A ferramenta
é composta de várias planilhas eletrônicas que funcionam como telas. Na tela de
abertura é possível identificar o ciclo do PDEE, havendo também uma tecla que,
quando acionada, remete o usuário para a tela seguinte, onde deve ser realizado o
preenchimento da ficha de informações. A planilha da ficha de informações
(Figura 1) é utilizada pelos agentes para inserir todos os dados necessários à
avaliação do empreendimento. A formulação da ficha foi pautada pela
preocupação com a clareza e objetividade, havendo destaque aos campos a serem
preenchidos. Os dados a serem inseridos estão organizados da seguinte maneira:
Dados Técnicos do Empreendimento, Dados Sobre o Meio Biótico, Dados Sobre
os Aspectos Socioeconômicos, Informações Complementares e Empreendedor.
Figura A-4 – Ficha de Informações Socioambientais – Expansão da
Geração Hidrelétrica
305
Após o preenchimento, a ferramenta realiza as operações necessárias para
atribuição automática dos graus de avaliação para os 11 indicadores selecionados
com base na metodologia e calcula automaticamente o grau final da avaliação de
complexidade socioambiental para as duas dimensões (Físico-Biótica e Social).
Figura A-5 – Exemplo de um Empreendimento Avaliado no PDEE 2006 – 2015
A.8
Incorporação da Dimensão Ambiental ao Planejamento da
Transmissão - AMBIENTRANS
Os sistemas de transmissão apresentam como característica uma relativa
flexibilidade locacional. A incorporação dos aspectos sócio-ambientais no
planejamento destes empreendimentos, desde a seleção dos corredores/rotas,
definição de tecnologia e critérios de projeto, permite que sejam minimizadas as
interferências desta natureza, contribuindo para diminuir os riscos e incertezas
associadas à sua implantação. O CEPEL desenvolveu um sistema computacional
GAIA, que utilizando a técnica de superposição de cartas temáticas proporciona a
escolha do caminho ótimo de uma linha de transmissão por programação
dinâmica, segundo os objetivos definidos. Tomando como base este
desenvolvimento, o projeto vem desenvolvendo o sistema computacional
AMBIENTRANS que incorpora aprimoramentos em termos de critérios,
indicadores e variáveis socioambientais que devem ser considerados nos estudos
de sistemas de transmissão aliados às bases de dados e funcionalidades
computacionais dos sistemas de informações geográficos hoje disponíveis no
Laboratório de Sistemas de Informações Geográficas do DEA/CEPEL. No ano de
2006 foi lançado o AMBIENTRANS 1.0, que utilizando o método CORRIDOR
do sistema ArcGIS 9.0, permite a escolha de corredores preferenciais sob o ponto
de vista de impactos socioambientais para linhas de transmissão ligando dois
pontos. A metodologia para a seleção de corredores preferenciais abrange 5
etapas: Delimitação da Área de Estudo e Seleção dos Elementos de Avaliação;
Definição dos Atritos; Criação da Superfície de Atrito; Análise Direcional de
Atrito Acumulado e Seleção de Corredor. Para composição da superfície de atrito
são usados os elementos de avaliação selecionados na etapa 1. Para cada um
destes temas é criado um arquivo “grid” (matriz) correspondente, representando
os valores de atrito que cada elemento de avaliação recebeu durante a etapa 2.
Cada uma das matrizes criadas deve recobrir todo o polígono de análise (área de
estudo), que contém os possíveis caminhos para a ligação entre o ponto de partida
e o ponto de chegada da linha de transmissão. Para cada unidade de área da
superfície de estudo foram obtidos η valores de atrito, referentes aos η temas
307
selecionados. Na superfície de atrito final, cada unidade de área tem o atrito
equivalente à soma de todos os η valores referidos (Figura 1).
Figura A.6 – Exemplo de superfície de atrito.
De posse da superfície de atrito, faz-se o cálculo de atrito direcional
acumulado, isto é, o valor de atrito acumulado necessário para se atingir qualquer
ponto da área de análise, partindo-se de cada um dos pontos a serem interligados.
Após ter produzido as superfícies de atrito direcional acumulado tal como descrito
anteriormente, utiliza-se a função Corridor, dentro do tópico Distance, da extensão
Spatial Analyst, para estabelecer o Corredor onde a soma dos atritos em relação
aos pontos extremos é a menor possível.
Figura A.7 – Exemplo de corredor preferencial gerado.
A.9
ENERGIS - Incorporação da Dimensão Ambiental ao Planejamento da
Transmissão
O planejamento do atendimento a comunidades isoladas na Amazônia
brasileira, considerando: as dificuldades convencionais da Eletrificação Rural, as
peculiaridades da região e os potenciais para a utilização de fontes alternativas de
energia, constituem-se além de um problema técnico complexo, num verdadeiro
desafio a ser vencido e também em uma excelente oportunidade para o
desenvolvimento de metodologias e ferramentas computacionais destinadas a essa
finalidade. Neste contexto, o modelo ENERGIS incorpora critérios e métodos
implementados em Sistemas de Informação Geográfica (SIG) para a análise da
viabilidade técnica, econômica e ambiental da utilização de fontes alternativas
para geração de energia elétrica, em substituição ao óleo Diesel, nos sistemas
isolados da região Norte.
Na primeira versão, ENERGIS 1.0, o sistema permite disponibilizar para
visualização e consulta as informações socio-energéticas levantadas, em
atividades de campo e de escritório, para o estado do Amazonas. Em relação aos
dados energéticos, o ENERGIS 1.0 inclui facilidades para visualização espacial
do parque gerador existente e das potencialidades regionais para geração de
energia elétrica com fontes alternativas. Em relação aos estudos ambientais, o
sistema ENERGIS 1.0 inclui facilidades para visualização e edição cartográfica
dos dados socioambientais. O sistema disponibiliza ainda para visualização e
impressão os relatórios técnicos e o memorial fotográfico, referente as viagens de
campo para coleta de dados.
Na primeira versão, ENERGIS 1.0, o sistema permite disponibilizar para
visualização e consulta as informações socio-energéticas levantadas, em
atividades de campo e de escritório, para o estado do Amazonas. Em relação aos
dados energéticos, o ENERGIS 1.0 inclui facilidades para visualização espacial
do parque gerador existente e das potencialidades regionais para geração de
energia elétrica com fontes alternativas. Em relação aos estudos ambientais, o
sistema ENERGIS 1.0 inclui facilidades para visualização e edição cartográfica
dos dados socioambientais. O sistema disponibiliza ainda para visualização e
309
impressão os relatórios técnicos e o memorial fotográfico, referente as viagens de
campo para coleta de dados. A figura abaixo ilustra o projeto do modelo.
BASE DE DADOS FERRAMENTAS
CONSULTAS E
EDIÇÃO DA BASE
DE DADOS
INSERÇÃO E
ATUALIZAÇÃO DE
DADOS
DESENVOLVIMENTO DE
FERRAMENTAS
TABELAS, PLANILHAS
E GRÁFICOS
MÓDULO DE GERENCIAMENTO DE DADOS
PLATAFORMA DE ANÁLISE
ESPACIAL
VISUALIZAÇÃO
ESPACIAL DA BASE
DE DADOS
ANÁLISES ESPACIAIS
DAS FERRAMENTAS
MÓDULO DE ANÁLISE ESPACIAL
ANÁLISES ESPACIAS
DA BASE DE DADOS
BASE DE DADOS FERRAMENTAS
CONSULTAS E
EDIÇÃO DA BASE
DE DADOS
INSERÇÃO E
ATUALIZAÇÃO DE
DADOS
DESENVOLVIMENTO DE
FERRAMENTAS
TABELAS, PLANILHAS
E GRÁFICOS
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PLATAFORMA DE ANÁLISE
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A.10
Análise de Investimento e de Gestão de Risco Financeiro de Projetos
- ANAFIN
Ao longo dos últimos 10 anos o projeto MODAF tem sido mantido pelo
CEPEL, em parceria com o grupo ELETROBRÁS, com o objetivo de desenvolver
ferramentas e metodologias capazes de apoiar às decisões de investimento das
empresas do grupo, lidando de forma adequada com as incertezas existentes no
setor elétrico brasileiro. O principal produto deste projeto é o modelo ANAFIN,
cuja finalidade é determinar a viabilidade econômico-financeira de novos
empreendimentos de transmissão e geração de energia elétrica, em particular
empreendimentos de geração hidráulica, eólica e termelétrica a gás natural,
carvão, óleo e a biomassa.
Ao lidar com as incertezas pertinentes ao setor elétrico brasileiro, o
modelo ANAFIN considera a exposição ao risco hidrológico e eólico a que os
projetos estão sujeitos, permitindo a realização de uma análise da competitividade
financeira do projeto frente à construção de diferentes cenários, por exemplo,
cenários que consideram atrasos na construção do empreendimento, alterações
tecnológicas, flutuações nas taxas de juros, de câmbio e de inflação, decisões de
investimento tomadas por outros agentes, entre outros. Adicionalmente, o modelo
ANAFIN também permite a utilização da simulação de Monte Carlo para lidar
com determinadas variáveis de risco.
Em geral, pode-se dizer que a análise financeira de projetos é baseada nas
estimativas dos seus fluxos de caixa, obtidas a partir de previsões das diversas
variáveis que o compõem. Neste contexto, o modelo ANAFIN possui dois
módulos de análise financeira: o determinístico e o probabilístico.
Utilizando o módulo determinístico do modelo ANAFIN, a análise do
fluxo de caixa é feita a partir de valores representativos das variáveis envolvidas
no estudo, o que leva à determinação de um conjunto de indicadores de
viabilidade associados ao projeto, entre eles:
• o Valor Presente Líquido (VPL);
• a Taxa Interna de Retorno (TIR);
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• a Tarifa de Equilíbrio (TEQ) – valor mínimo de tarifa que remunera o capital
dos acionistas do projeto com base nos seus respectivos custos de capital;
• o Investimento de Equilíbrio (INVEQ) – valor máximo de investimento a que
o projeto pode suportar de modo que o capital dos seus acionistas seja
remunerado aos seus respectivos custos de capital;
• e a Taxa de Juros de Equilíbrio (TJEQ) – valor máximo da taxa de juros
negociado com as instituições financiadoras do projeto que permite que o
capital dos seus acionistas seja remunerado aos seus respectivos custos de
capital.
Considerando que a maior parte das variáveis usadas na análise financeira
não pode ser estimada com 100% de precisão, o módulo determinístico do modelo
ANAFIN trabalha com as incertezas associadas ao projeto de duas diferentes
maneiras: através de análises de sensibilidade e de análises de cenário destas
variáveis. Através do uso de algum destes métodos, é possível separar intervalos
de valores que definem a rejeição ou aceitação do projeto.
Por outro lado, utilizando o módulo probabilístico do modelo ANAFIN,
determinadas incertezas do projeto podem ser consideradas de forma explícita
através da utilização de técnicas estatísticas de simulação, em particular a
Simulação de Monte Carlo. Neste caso são obtidos indicadores probabilísticos a
respeito da viabilidade econômica-financeira do projeto, dentre eles pode-se
destacar a Probabilidade de Não Remuneração do Investimento e a Média da
Distribuição de VPLs encontrada.
Finalmente, é importante observar que dentre as atividades do projeto
MODAF faz parte o constante apoio às empresas do grupo ELETROBRÁS e ao
MME na realização de estudos na área financeira e de comercialização de energia
elétrica.
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