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RONEI MARCOS BURATTI
Estratégia de contratação de energia elétrica para uma
concessionária de distribuição
Curitiba
2008
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RONEI MARCOS BURATTI
Estratégia de contratação de energia elétrica para uma
concessionária de distribuição
Dissertação de mestrado apresentada ao
Programa de Pós-Graduação de
Engenharia de Produção e Sistemas, da
Pontifícia Universidade Católica do
Paraná, como requisito parcial para a
obtenção do título de Mestre em
Engenharia da Produção e Sistemas.
Orientador:
Prof. Dr. Leandro dos Santos Coelho
Pontifícia Universidade Católica do Paraná – PUCPR
Curitiba
2008
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Dados da Catalogação na Publicação
Pontifícia Universidade Católica do Paraná
Sistema Integrado de Bibliotecas – SIBI/PUCPR
Biblioteca Central
Buratti, Ronei Marcos
B945e Estratégia de contratação de energia elétrica para uma concessionária de
2008 distribuição / Ronei Marcos Buratti ; orientador, Leandro dos Santos Coelho.
- 2008.
xiii, 121 f. : il. ; 30 cm
Dissertação (mestrado) – Pontifícia Universidade Católica do Paraná,
Curitiba, 2008
Bibliografia: f. 87-90
1. Energia elétrica – Distribuição. 2. Serviços de eletricidade. 3. Energia
elétrica – Leilões públicos. 4. Algoritmos genéticos. I. Coelho, Leandro dos
Santos. II. Pontifícia Universidade Católica do Paraná. Programa de Pós-
Graduação em Engenharia de Produção e Sistemas. III. Título.
CDD 20. ed. – 621.31
ii
BURATTI, Ronei Marcos.
Estratégia de contratação de energia elétrica para uma concessionária de
distribuição.
Dissertação de Mestrado - Pontifícia Universidade Católica do Paraná. Programa de
Pós-Graduação em Engenharia de Produção e Sistemas.
1. Leilões Públicos de Energia; 2. Estratégia de Contratação de Energia; 3.
Modelagem; 5. Algoritmos Genéticos; 6. Evolução Diferencial. I. Pontifícia
Universidade Católica do Paraná. Centro de Ciências Exatas e de Tecnologia.
Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção e Sistemas.
iii
“Tudo Deus fez em número, peso e medida.”
(Sab. 11,21)
iv
Agradecimentos
Agradeço aos meus pais, que, pelos seus esforços, possibilitaram que esta
caminhada chegasse até este ponto. Agradeço aos colegas de turma, que foram um
apoio importante em muitas horas, e sempre serão lembrados. Obrigado aos amigos
que souberam compreender, que as ausências durante a realização deste trabalho
eram necessárias. Agradeço a paciência e a dedicação dos professores, Dr.
Humberto Xavier Araújo e Dr. Leandro dos Santos Coelho, sem os quais não seria
possível a realização deste, e por fim agradeço a Deus por ter me concedido esta
oportunidade.
A todos, muito obrigado!
Sumário v
SUMÁRIO
LISTA DE TABELAS..................................................................................................7
LISTA DE FIGURAS...................................................................................................8
LISTA DE EQUAÇÕES ..............................................................................................9
RESUMO...................................................................................................................11
ABSTRACT...............................................................................................................12
1 INTRODUÇÃO...................................................................................................13
1.1 Introdução.................................................................................................................13
1.2 Revisão da Literatura................................................................................................19
1.3 Justificativa...............................................................................................................24
1.4 Objetivo....................................................................................................................24
1.5 Estrutura da Dissertação...........................................................................................25
2 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA...........................................................................26
2.1 Decreto 5.163/2004 ..................................................................................................26
2.2 Restrições do Problema............................................................................................42
2.3 Penalidades...............................................................................................................45
2.4 Função Objetivo .......................................................................................................48
3 COMPUTAÇÃO EVOLUTIVA ............................................................................50
3.1 Algoritmos Genéticos...............................................................................................54
3.2 Evolução Diferencial................................................................................................59
4 RESULTADOS...................................................................................................64
4.1 Dados........................................................................................................................64
4.1.1 Montante de energia contratada nos leilões de energia velha e nova...............64
4.1.2 Carga para limite de A-3. .................................................................................65
4.1.3 Preços da energia contratada nos leilões de energia velha e nova....................66
4.1.4 Previsão de mercado otimista e pessimista. .....................................................66
4.1.5 Limite do MCSD..............................................................................................67
4.1.6 Preços dos leilões futuros.................................................................................67
4.1.7 Preço médio dos contratos – Pmix....................................................................69
4.1.8 Preço de referência –VR. ..................................................................................69
Sumário vi
4.1.9 Fatores de ponderação......................................................................................70
4.2 Configuração do Algoritmo Genético ......................................................................70
4.2.1 Codificação das variáveis.................................................................................70
4.2.2 Indivíduos.........................................................................................................70
4.2.3 Tamanho da população.....................................................................................70
4.2.4 População inicial ..............................................................................................71
4.2.5 Seleção..............................................................................................................71
4.2.6 Elitismo.............................................................................................................71
4.2.7 Recombinação ..................................................................................................71
4.2.8 Mutação............................................................................................................71
4.2.9 Critério de parada .............................................................................................72
4.3 Configuração do Algoritmo de Evolução Diferencial..............................................72
4.3.1 Tolerância máxima...........................................................................................72
4.3.2 Parâmetros a serem otimizados ........................................................................72
4.3.3 Tamanho da população.....................................................................................72
4.3.4 Número de gerações .........................................................................................72
4.3.5 Fator de escala..................................................................................................72
4.3.6 Probabilidade de cruzamento............................................................................72
4.3.7 Estratégia de otimização...................................................................................73
4.4 Cenários....................................................................................................................73
4.4.1 Algoritmo Genético – PLD Alto ......................................................................75
4.4.2 Algoritmo Genético – PLD Baixo....................................................................77
4.4.3 Evolução Diferencial – PLD alto......................................................................79
4.4.4 Evolução Diferencial – PLD baixo...................................................................81
4.5 Análise dos resultados..............................................................................................83
5 CONCLUSÕES..................................................................................................85
BIBLIOGRAFIA .........................................................................................................87
APÊNDICE................................................................................................................91
Lista de Tabelas vii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Variáveis do problema...............................................................................36
Tabela 2: Horizonte de tempo...................................................................................37
Tabela 3: Contratos de energia nova, existente e montante original.........................37
Tabela 4: Código das variáveis.................................................................................49
Tabela 5: Estratégias da ED......................................................................................63
Tabela 6: Energia dos contratos existentes provenientes de e
velha
. ..........................64
Tabela 7: Energia dos contratos existentes provenientes de e
nova.
...........................64
Tabela 8: Energia dos contratos originais de CCEAR...............................................65
Tabela 9: Energia dos leilões A-3..............................................................................65
Tabela 10: Energia dos Leilões A-5. .........................................................................65
Tabela 11: Carga para limite de A-3..........................................................................65
Tabela 12: Preço da energia dos contratos existentes provenientes de e
velha
...........66
Tabela 13: Preço da energia dos contratos existentes provenientes de e
nova
...........66
Tabela 14: Preço da energia dos leilões A-3.............................................................66
Tabela 15: Preço da energia dos Leilões A-5. ..........................................................66
Tabela 16: Mercado otimista e pessimista. ...............................................................67
Tabela 17: Limite máximo do MCSD.........................................................................67
Tabela 18: Preço do leilão A-3..................................................................................67
Tabela 19: Preço do leilão A-5..................................................................................68
Tabela 20: Preço do leilão MCSD.............................................................................68
Tabela 21: Preço do leilão de Ajuste.........................................................................68
Tabela 22: Preço PLD. ..............................................................................................69
Tabela 23: Preço de recontratação...........................................................................69
Tabela 24: Preço VR.................................................................................................70
Tabela 25: Solução com o algoritmo genético para o PLD alto................................75
Tabela 26: Resultados com o algoritmo genético para o PLD alto............................75
Tabela 27: Solução com o algoritmo genético para o PLD baixo..............................77
Tabela 28: Resultados com o algoritmo genético para o PLD baixo.........................77
Tabela 29: Solução com a evolução diferencial para o PLD alto. .............................79
Tabela 30: Resultados com a evolução diferencial para o PLD alto. ........................79
Tabela 31: Solução com a evolução diferencial para o PLD baixo............................81
Tabela 32: Resultados com a evolução diferencial para o PLD baixo.......................81
Tabela 33: Estatística do cenário 1...........................................................................84
Tabela 34: Estatística do cenário 2...........................................................................84
Lista de Figuras viii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Participação da parcela A e da parcela B na receita total..........................18
Figura 2: Mercado spot de curto prazo na CCEE......................................................27
Figura 3: Sobre e subcontratação.............................................................................28
Figura 4: Montante de contratação............................................................................31
Figura 5: Evolução da computação...........................................................................50
Figura 6: Ciclo evolucionário ....................................................................................51
Figura 7: Método da seleção por roleta.....................................................................55
Figura 8: Recombinação em um ponto e dois pontos. ..............................................57
Figura 9: Mutação simples. .......................................................................................58
Figura 10: Evolução diferencial – geração de vetores modificados...........................61
Figura 11: Algoritmo genético para o PLD alto..........................................................76
Figura 12: Algoritmo genético para o PLD baixo.......................................................78
Figura 13: Evolução diferencial para o PLD alto .......................................................80
Figura 14: Evolução diferencial para o PLD baixo.....................................................82
Figura 15: Estratégia de recontratação. ....................................................................83
Figura 16: Estratégia de descontratação...................................................................83
Lista de Equações ix
LISTA DE EQUAÇÕES
(1) Energia nova e velha no horizonte de tempo.......................................................37
(2) Energia contratada no ano e(i+1).........................................................................38
(3) Energia contratada no ano e(i+2).........................................................................38
(4) Energia contratada no ano e(i+3).........................................................................39
(5) Energia contratada no ano e(i+4).........................................................................40
(6) Energia contratada no ano e(i+5).........................................................................40
(7) Limite inferior de recontratação............................................................................43
(8) Montante de reposição ........................................................................................43
(9) Montante original associado ao MR.....................................................................43
(10) Restrição do MR ................................................................................................43
(11) Restrição A3(i)...................................................................................................45
(12) Restrição A3(i+1)...............................................................................................45
(13) Restrição A3(i+2)...............................................................................................45
(14) Limites do mercado pessimista e otimista..........................................................45
(15) Penalidade por sobrecontratação ......................................................................46
(16) Custo financeiro da subcontratação..................................................................46
(17) Custo da penalidade por subcontratação...........................................................47
(18) Penalidade por subcontratação .........................................................................48
(19) Função objetivo..................................................................................................48
(20) Minimização da função objetivo.........................................................................49
(21) Vetor diferença...................................................................................................60
(22) Operador mutação evolução diferencial.............................................................60
(23) Gerador do vetor tentativa .................................................................................61
(24) Seleção da ED - vetor tentativa for menor que vetor alvo..................................62
(25) Seleção da ED - vetor tentativa for maior vetor alvo..........................................62
Lista de Abreviaturas x
LISTA DE ABREVIATURAS
ACL: Ambiente de Contratação Livre........................................................................13
ACR: Ambiente de Contratação Regulada................................................................13
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica..........................................................15
CCEAR: Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado.15
CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica..........................................15
MCSD: Mecanismo de Compensação de Sobras e Défcitis .....................................16
MME: Ministério de Minas e Energia.........................................................................13
MW: Mega Watt.........................................................................................................14
MWh: Mega Watt hora ..............................................................................................15
PIB: Produto Interno Bruto ........................................................................................67
PLD: Preço de liquidação de curto prazo..................................................................26
PROINFA: Programa de Incentivo as Fontes Alternativas........................................16
SIN: Sistema Interligado Nacional.............................................................................16
VL3: Valor do Leilão A-3 ...........................................................................................32
VL5: Valor do leilão A-5.............................................................................................32
VR: Valor de Referência............................................................................................32
xi
RESUMO
Com o advento do Novo Modelo do setor elétrico, instituído em 2003, foram criadas
regras para a comercialização da energia no setor elétrico nacional. De acordo com
a nova regulação, os distribuidores deverão contratar energia para atender a 100%
do mercado demandado, sob pena de aplicação de penalidades, caso se verifique
sobre ou subcontratação, ao final de cada ano civil. Os distribuidores deverão
realizar as compras de energia elétrica cinco anos antes da realização da demanda
de seus consumidores, por intermédio dos leilões públicos promovidos pelo
Ministério de Minas e Energia (MME). Isto gera incerteza, pois a previsão da
demanda para um período tão longo é de difícil execução. A fim de amenizar este
risco, foram criados alguns mecanismos que permitem a contratação da energia
elétrica faltante e a descontratação da energia comprada em excesso. Contudo,
estes mecanismos possuem limites e especificidades que tornam a determinação
dos montantes de energia a serem contratados um problema de otimização com
múltiplos objetivos, envolvendo equações não lineares. Este trabalho tem por
objetivo equacionar o problema com base na regulação do setor e definir uma
estratégia para a compra de energia elétrica nos leilões públicos, considerando-se
os mecanismos de descontratação e recontratação permitidos pela legislação do
setor elétrico e as restrições impostas para contratação nos referidos leilões. Para a
resolução do problema são utilizadas técnicas de otimização com o auxílio de dois
algoritmos evolutivos: os algoritmos genéticos e a evolução diferencial. A estratégia
proposta é ilustrada com diferentes cenários de preços.
Palavras-chave: Leilões públicos de energia; Estratégia de contratação de energia;
Modelagem; Algoritmos genéticos; Evolução diferencial.
xii
ABSTRACT
The New Model of Electric Power Sector in Brazil, implemented in 2003, introduced
new rules for the sale and purchase of energy. One of the basic principles that the
distribution agents have to follow is the obligation to contract out one hundred
percent of the energy to the consumer marketplace. In the case of overtakes
or underachieving the necessary amount, will be apply penalties. Governed by these
rules, the purchase of energy in public auctions, must happen within five years from
the start date established by Ministry of Mines & Energy. The advance purchase of
energy, forecast by consumer demand history, will make it difficult to hit a target
accurately thus the reason these systems were created to increase energy
production and sell the energy in surplus. The system simulates different situations of
consumer demand to accurately produce the exact amount of energy needed to
support the infrastructure and sell the extra energy respecting the legislative sector
and the restrictions created within the public auctions. The results are used with
techniques of optimization that have multiple objectives involving non-linear
equations in conjunction with the aid of two evolutionary algorithms: the genetic
algorithms and the differential evolution. The results are shown through different
scenarios of price.
Keywords: Auctions Public Power; Strategy for the Purchase of Energy; Modeling;
Genetic Algorithms; Differential Evolution.
Introdução 13
1 INTRODUÇÃO
1.1 Introdução
No ano de 2003, o Governo Federal do Brasil, em conjunto com o Ministério
de Minas e Energia (MME), lançou o Novo Modelo Institucional do setor elétrico
tendo como foco principal a criação de um marco regulatório que pudesse garantir o
suprimento de energia elétrica no país, evitando possíveis cenários de falta de
energia, ou seja, os denominados “racionamentos” ou “apagões” que aconteceram
no ano de 2002 [1]. O objetivo básico da nova regulamentação é a atração de
investimentos para o setor elétrico que cumpram a função de expandir a oferta e o
transporte (linhas de transmissão) de energia elétrica. Por outro lado, o Governo
Federal buscou garantir também que o consumidor final não fosse severamente
penalizado. Assim sendo, o preço final da energia elétrica deve ser o mínimo
possível para todas as classes de consumo, satisfazendo o preceito da “Modicidade
Tarifária”.
As premissas que norteiam a filosofia do Novo Modelo do setor elétrico
estão contidas na Lei 10.848/2004 [2] e no Decreto 5.163/2004 [3], tornando-se
estes os documentos legais de maior relevância frente ao marco regulatório do setor
elétrico.
Tanto na Lei 10.848/2004 como no Decreto 5.163/2004 que o
regulamentou, estão descritas as regras do setor. Para atingir o objetivo de criar
condições favoráveis de atração de investimentos, foram necessárias significativas
mudanças na forma de comercialização da energia elétrica [4] [5]. O Novo Modelo,
sob este foco, segmentou o setor elétrico em dois ambientes distintos de
comercialização: o primeiro, denominado Ambiente de Contratação Regulada
(ACR), que abrange as relações com o consumidor cativo, e o segundo, chamado
Ambiente de Contratação Livre (ACL), que representa a parcela dos consumidores
livres.
Os consumidores cativos são, de acordo com a Resolução da Agência
Nacional de Energia Elétrica (Aneel) 456/2000 Artigo 2º inciso III, as pessoas físicas
ou jurídicas, ou reunidas em comunhão de fato ou de direito, legalmente
representadas, que solicitam à concessionária de distribuição o fornecimento de
Introdução 14
energia elétrica e assumem a responsabilidade pelo pagamento das faturas e pelas
demais obrigações fixadas em normas e regulamentos da Aneel, vinculando-se aos
contratos de fornecimento, de uso e de conexão ou de adesão, conforme o caso.
Ainda na mesma resolução, inciso IV, é definido como consumidor livre àquele que
pode optar pela compra de energia elétrica junto a qualquer fornecedor do país,
conforme legislação e regulamentos específicos. O grupo de consumidores livres é
formado por grandes consumidores industriais, estes com carga superior a 3 MW
(Mega Watt).
De acordo com as novas regras do setor elétrico, as empresas de
distribuição de energia elétrica devem adquirir energia suficiente para atender a todo
o mercado formado pelos seus consumidores cativos, uma vez que não é de
responsabilidade destas a previsão e compra da energia destinada aos
consumidores livres.
A obrigatoriedade da compra de energia regulada impõe, aos distribuidores,
riscos elevados associados ao repasse do preço e do montante de energia adquirida
para revenda aos consumidores, fato este que não existia antes da adoção das
novas regras de comercialização.
À luz da nova regulação do setor elétrico, os distribuidores deverão realizar
as compras de energia elétrica com antecedência mínima de até cinco anos antes
da realização da demanda dos consumidores cativos, por intermédio dos leilões
públicos com preços regulados. Isto gera incerteza, pois a previsão da demanda
para um período tão longo é de difícil execução. Para amenizar este risco, foram
criados mecanismos que permitem a contratação de energia para completar o
atendimento de 100% da demanda e mecanismos de descontratação para a energia
comprada em excesso. Entretanto, estes mecanismos possuem limites e
especificidades que tornam o problema da determinação dos montantes a serem
contratados um problema de otimização com múltiplos objetivos, envolvendo
equações não lineares.
Os pontos críticos no processo da determinação dos montantes podem ser
resumidos em três principais: i) o risco associado à incerteza da realização da
previsão de mercado para os próximos cinco anos; ii) a obrigatoriedade da
contratação de 100% do mercado previsto; e iii) a responsabilidade por uma
estratégia adequada para a contratação da energia elétrica necessária.
À medida que o novo modelo do setor elétrico esta se consolidando e os
Introdução 15
leilões de energia vêm sendo realizados, percebe-se a necessidade de mecanismos
que auxiliem na definição das estratégias de compra. Atualmente, esta decisão, em
diversas empresas do setor, é baseada unicamente na experiência dos especialistas
das concessionárias, tornando o processo vulnerável sob o ponto de vista gerencial.
O processo de verificação do nível de contratação dos distribuidores ocorre
na prática no final de cada ano civil. A Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE) verifica a posição final de contratação dos distribuidores, subtraindo
do total de energia contratada para aquele ano, o total de energia demandada pelos
consumidores. Caso o resultado seja positivo, os distribuidores estarão na posição
de sobrecontratação. A penalização nesta situação será o não repasse do
excedente dos montantes de energia em (MWh), para as tarifas finais dos
consumidores. Nesta situação, os distribuidores poderão auferir prejuízo ou lucro,
dependendo dos preços vigentes da energia no mercado de curto prazo (spot). Por
outro lado, se o resultado for negativo, significa que houve falta de energia para
atender o mercado demandado, ou seja, a subcontratação. A penalização será o
não repasse integral dos custos com a compra de energia (preço) adquirida no
mercado de curto prazo, além da multa calculada para cada MWh não contratado,
de acordo com as regras de comercialização definidas pela CCEE.
A fim de atender aos preceitos impostos pelo novo modelo, inclusive o de
modicidade tarifária, os distribuidores devem adquirir energia elétrica no Ambiente
de Contratação Regulada (ACR). É somente neste ambiente que os distribuidores
podem garantir a compra de energia para o atendimento da totalidade do mercado
demandado, de tal forma a evitar a sub e sobrecontratação. A forma da contratação
se dá exclusivamente através de leilões públicos, regulados pela Aneel e
executados, geralmente, pela CCEE.
São comercializados nos leilões públicos os Contratos de Compra de
Energia Elétrica do Ambiente Regulado – CCEAR, que podem ser adquiridos nos
seguintes tipos de leilão: compra de energia nova para os anos “A-5” e “A-3”,
compra de energia existente para o ano “A-1” e compra de energia existente no
leilão de ajuste no ano “A”. Por ano “A” entende-se o ano da realização do mercado,
ou seja, o ano “A-5” faz referência ao quinto ano antes da realização do mercado,
“A-3” é o terceiro ano anterior ao da realização do mercado, “A-1” é o ano anterior
ao da realização do mercado e o ano “A” é o próprio ano da realização do mercado.
Além destes, está previsto ainda o Mecanismo de Compensação de Sobras de
Introdução 16
Déficits (MCSD) que poderá servir como instrumento de compra de energia
existente no ano “A”.
Compõem ainda como lastro para a distribuidora, as energias contratadas
até 16 de março de 2004, as provenientes de geração distribuída, as fontes
alternativas de energia elétrica, como o Programa de Incentivo as Fontes
Alternativas (PROINFA) e a energia adquirida de Itaipu Binacional.
Todas as regras para a compra de energia e demais normas do setor
elétrico são definidos pelo Governo Federal, tendo o MME a atribuição de poder
concedente e a Aneel a função de órgão regulador do setor elétrico. A
regulamentação e fiscalização do setor se fazem necessárias uma vez que a
atividade de distribuição de energia possui características de monopólio natural,
devendo ser regulado por regras para garantir o direito dos consumidores finais.
Por definição, monopólio natural ocorre quando um determinado bem ou
serviço (não facilmente substituível) pode ser fornecido por uma única firma para um
mercado a menor custo que duas ou mais firmas, com as tecnologias disponíveis. A
partir desta premissa é compreensível que os preços dos insumos e a qualidade do
serviço prestado devam ser regulados por entidades externas, que no caso
brasileiro são o MME e a Aneel.
Segundo a teoria de Regulação de Monopólios, cujos principais expoentes
são George Stigler (1971) e Sam Peltzman (1976), devem ser reguladas pelo
Estado as atividades econômicas que prestam ou produzem produtos e serviços
básicos para vida econômica e social, os monopólios naturais, além daquelas
atividades que demandem investimentos com longos prazos de maturação ou com
custos irrecuperáveis.
Regulação é o uso do poder coercitivo que tem como objetivo restringir as decisões dos
agentes econômicos. A regulamentação econômica refere-se às restrições impostas pelo
governo sobre as decisões das firmas com relação ao preço, quantidades, entrada e saída
do setor (Viscusi, Vernon & Harrington, 1998, 307).
A regulação de monopólios é, portanto uma intervenção estatal para
garantir o equilíbrio artificial do mercado (Spulber, 1989).
Atualmente existem, sessenta e quatro distribuidores no Sistema Interligado
Nacional (SIN), cada qual com uma concessão específica para atuação em
determinada região do país.
O principal instrumento legal que regula os serviços de utilidade pública é o
Introdução 17
Contrato de Concessão firmado entre as empresas prestadoras do serviço e o MME
como poder concedente. Este contrato de concessão garante ao seu detentor que
não existirá concorrência de outro fornecedor na área concedida, reconhecendo
portanto, o caráter de monopólio natural do serviço de distribuição de energia
elétrica.
A ação do regulador, MME e Aneel, de um serviço monopolista deve estar
orientada para a obtenção simultânea de dois objetivos fundamentais: o primeiro é o
de garantir o direito dos consumidores de receber o serviço com a qualidade
estabelecida no contrato de concessão e de pagar por esse serviço uma tarifa justa,
a modicidade tarifária. A tarifa justa evita que os consumidores paguem encargos
indevidos, como também paguem valores insuficientes que conduzam à
deterioração na qualidade do serviço. O segundo objetivo fundamental garante o
direito dos prestadores do serviço que atuam com eficiência e prudência obtendo
ganhos suficientes para cobrir custos operacionais e obter adequado retorno sobre o
capital investido.
Sob a ótica da regulação de monopólios, o regulador disciplinou a forma de
repasse dos custos dos distribuidores com a adoção das tarifas de energia elétrica,
que são aplicadas aos consumidores finais. Estas tarifas seguem o princípio de
regulação Price Cap ou preço teto. O regulador determina qual a tarifa máxima que
pode ser aplicada, considerando uma estrutura de custos, na qual o custo com a
energia comprada para revenda é a principal componente.
No Brasil, as tarifas aplicadas aos consumidores finais são divididas em
duas parcelas: a Parcela A e a Parcela B. A parte da tarifa total reconhecida como
“Parcela B” é também chamada de parcela de custos gerenciáveis. Compreendem a
parcela dos custos operacionais, remuneração permitida e quota de reintegração
dos ativos. Sobre estes custos a distribuidora detém gerência e pode atuar para
otimizar seu desempenho. Uma segunda parte da tarifa é composta pelos custos
não gerenciáveis, chamados de “Parcela A”. São os custos de aquisição de energia
elétrica e os encargos arrecadados e repassados ao governo federal.
Especificamente sobre os custos de aquisição de energia elétrica, que
correspondem a aproximadamente 70% do total da Parcela A, conforme
apresentado na Figura 1, o regulador estabeleceu que deverá ser repassada para
as tarifas finais a totalidade dos seus custos. Importante observar que os
distribuidores não obtêm nenhum tipo de margem ou lucro na venda de energia
Introdução 18
elétrica, já que a Parcela A, por não ser gerenciável, segue o conceito de Pass Thru
(repasse integral). Por este motivo é de extrema importância que os custos de
aquisição de energia elétrica sejam reconhecidos integralmente, garantindo a
neutralidade da parcela A.
Figura 1: Participação da parcela A e da parcela B na receita total.
Ocorre, no entanto, que com o advento do novo modelo e a obrigação da
compra antecipada em cinco anos antes da realização do mercado, os distribuidores
podem não se ajustar adequadamente à demanda futura, sofrendo penalidades
como o não repasse integral do montante contratado, no caso de sobrecontratação,
ou multa por subcontratação. Isto representa um sério risco financeiro para o
equilíbrio econômico financeiro dos distribuidores de energia elétrica, justificando a
necessidade de um mecanismo eficiente de determinação dos montantes de energia
elétrica que devem ser contratados nos leilões públicos.
Compra de Ener
g
ia
70%
Parcela A de 60%
Parcela B de
40%
Introdução 19
1.2 Revisão da Literatura
Os mercados mundiais de energia apresentam uma diversidade grande de
modelos empregados na comercialização de energia, pois cada país apresenta
especificidades em relação ao ajuste da teoria de regulação de monopólios à
realidade verificada. De certa forma cada um é único sob este enfoque, pois
apresentam condições diferentes, como por exemplo, as características das redes
de distribuição de energia elétrica, a densidade de consumo, o número de empresas
de distribuição de energia elétrica, geração e transmissão, as fontes de geração, as
condições geográficas do país, entre outros. Também devem ser levados em
consideração os fatores sócio-econômicos, como renda da população e capacidade
de pagamento.
As formas de regulação da comercialização de energia mais comumente
empregadas podem ser subdivididas em dois grupos: a primeira
“desregulamentada”, onde os agentes do mercado atuam para manter o equilíbrio, e
a segunda “regulada”, com forte controle do Estado.
Observa-se que existe certa tendência à desregulamentação dos mercados,
nas últimas décadas [6], [7], como é o caso da Europa. Lá estão localizados dois
importantes sistemas de comercialização de energia baseados em uma espécie de
condomínio ou bolsa de energia, comumente chamados de Pool: o Nordic Electricity
Exchange Nord Pool e o Electricity Pool of the United Kingdom. Segundo Mannilla e
Korpinen [8], a União Européia definiu na diretriz 92/96/EC as metas mínimas para a
liberalização do mercado de energia. Em fevereiro de 1999, a maioria das nações
membro deveriam ter pelo menos 26% de seus mercados liberalizados [6]. A meta
já foi superada, onde a média de liberalização é de aproximadamente 60%. Até o
momento, na Europa, principalmente no Reino Unido, Noruega, Finlândia e Suécia
já haviam aberto todo o setor de varejo de energia para o mercado competitivo, ou
seja, o consumidor cativo passou à condição de livre, podendo escolher seu
fornecedor de energia.
Tanto no Nordic Electricity Exchange Nord Pool como no Electricity Pool of
the United Kingdom, os distribuidores locais compram energia de forma
centralizada, por intermédio do Pool [8], semelhante ao que ocorre no Brasil,
contudo, aqui o mercado é ainda muito regulado. No primeiro Pool, a energia é
proveniente de geração existente, fazendo com que o preço tenha alta volatilidade
Introdução 20
frente à demanda. Já no segundo Pool, a energia comercializada é determinada
pela geração futura. O preço neste caso oscila menos. Analogamente ao sistema
brasileiro, a energia comercializada nos leilões públicos provém basicamente de
futuros empreendimentos de geração, logo existe a tendência de menor
variabilidade dos preços, fato este que vem se comprovando na prática.
Em alguns países, como citado em [9], para reduzir a volatilidade de preços e
também para tornar o mercado mais líquido, foram adotadas soluções como os
mercados derivativos, futuros e opções, semelhante ao que ocorre no mercado
financeiro. Nestas modalidades, as negociações do produto “energia elétrica” são
tratadas como um ativo básico ou commodities como é tecnicamente denominado.
Para operar de forma eficiente com esses mecanismos, é necessária a adoção de
ferramentas que dêem suporte à decisão para auxiliar os agentes com o objetivo de
minimizar os riscos, que nesses mercados são elevados.
A variação repentina dos preços de energia, tanto nos Pools quanto nos
leilões, é apontada em [9], como decorrente das características da carga,
geralmente atreladas a sazonalidade, mudanças climáticas e o crescimento
estocástico da carga, bem como as características do gerador vinculadas, sobretudo
a tecnologia utilizada, disponibilidade de geração, preço do combustível utilizado e
restrições técnicas.
O fator desencadeante das variações de preços da energia com maior
importância pode ser creditado à incerteza da previsão de demanda local, devido à
diversidade das características da demanda, conforme citado em [10].
O problema da variação do preço da energia em mercados
desregulamentados é que os distribuidores têm a obrigação de fornecer a energia a
preço regulado e enfrentar os riscos do preço spot e ainda o risco da carga que
representa a incerteza da geração de energia devido às condições climáticas ou de
insumos [11], [12]. O risco do preço e o risco da carga são severos para os
distribuidores, pois as condições de suprimento e demanda podem variar
significativamente. Existe a necessidade de se mitigar o efeito do risco de preço.
Comumente são utilizados contratos a termo e contratos de opções. No entanto,
para o risco da carga os mecanismos comumente utilizados em outros setores
produtivos não podem ser aplicados, pois a energia elétrica não pode ser estocada,
o que agrava o tratamento do problema.
Para garantir lucros razoáveis e ao mesmo tempo minimizar o risco da
Introdução 21
variação do preço, diversos mecanismos podem ser aplicados, sendo o mercado de
futuros e de opções os mais adequados. O conceito básico desses mecanismos é a
proteção ou hedge garantindo um preço aceitável no presente para um mercado que
se realizará no futuro [13], [14], [15].
O hedge para o setor elétrico, assim como para qualquer outro setor, tem um
custo que deve ser precificado e incorporado ao custo da energia comprada. Para
Correia et al. [16], que analisaram a natureza dos custos de transação dos contratos
de opção na comercialização de energia elétrica, o risco mais evidente dessas
operações está associado ao fato de que o retorno não pode ser medido
previamente, no entanto chega-se à conclusão que apesar dos custos de
contratação de derivativos, os mesmos são mais do que compensados pelas
economias geradas advindas da redução do preço médio da compra e, sobretudo,
pela redução do risco.
Por outro lado, diferentemente do Pool onde o preço é definido de forma
centralizada, nos leilões, o preço é definido pelos próprios participantes [17], [18]. O
leilão é um instrumento eficiente quando a referência de preços não está
suficientemente definida no mercado. É um método baseado na concorrência, onde
o vendedor e o comprador buscam maximizar o benefício.
No Brasil, o setor de energia elétrica vem passando por um processo de
liberalização do mercado, iniciado na década de 90. Atualmente, com o advento do
novo modelo, observa-se um novo processo de reestruturação regulatória.
O estímulo à oferta e a garantia da modicidade tarifária, com o objetivo de
minimizar o risco de déficit no suprimento, são os alicerces dessa nova
reestruturação do modelo. Com a criação de um ambiente regulado, os
investimentos privados obtiveram a garantia da venda via leilões públicos, no
entanto estes leilões impõem riscos adicionais aos distribuidores. A busca de uma
estratégia adequada de contratação que esteja de acordo com a nova
regulamentação tornou-se imprescindível.
Guimarães [19] analisou o novo marco regulatório do setor elétrico brasileiro
e seus impactos nas empresas de energia, com o objetivo de determinar a melhor
estratégia de contratação nos leilões no ACR. Utilizou a metodologia de otimização
multi-estágio, ou árvore de decisão. Esta metodologia utiliza probabilidades de
contratação e cenários de preços de energia, visando minimizar tanto a modicidade
para os consumidores quanto os custos para as concessionárias.
Introdução 22
A modelagem em árvore estudada por Guimarães [19], é representada por
uma seqüência temporal da demanda, formando uma árvore com diversos nós. A
cada nó é associada uma probabilidade de crescimento da demanda (baixo, médio
e alto). Sendo o horizonte de tempo definido, obtêm-se as trajetórias possíveis e os
respectivos custos de aquisição de energia e penalidades associadas a cada
trajetória. Esta abordagem difere do modelo proposto por este trabalho, pois na
metodologia de árvore de decisão o foco está na evolução da demanda, enquanto
que no modelo proposto, o foco está na inter-relação entre os mecanismos de
contratação e descontração.
Uma segunda alternativa para se equacionar o problema da contratação de
energia nos leilões é apresentada em [20]. Nesta, os autores propõem a utilização
da técnica de otimização via algoritmos genéticos. A modelagem do problema
considerou as variáveis estabelecidas no Decreto 5163/2004, contudo, não foi
contemplado o MCSD, pois ainda não havia sido devidamente regulamentado. Outro
aspecto, diz respeito à fórmula de penalização por subcontratação, que foi refeita
pela CCEE em dezembro de 2007 e pode alterar os resultados dependendo do
cenário de preços adotado. Estas diferenças no modelo apresentado impedem a
comparação direta com os resultados deste trabalho.
Recentemente, Dias [21] estudou a aplicação de algoritmos genéticos
visando à determinação dos montantes de energia a serem adquiridos nos leilões A-
5, A-3 e A-1. O autor afirmou que devido ao pouco tempo (três anos) transcorrido
desde a implementação do novo modelo em 2004, havia ainda uma escassez de
metodologias que permitiam ou auxiliavam na tomada de decisão e que a falta de
mecanismos mais confiáveis levou as distribuidoras a adotarem procedimentos
empíricos para a compra de energia elétrica. Ressalta-se, assim, a importância de
novos estudos sobre o problema, desde a sua modelagem até o desenvolvimento
de novas estratégias de compra de energia elétrica.
O trabalho desenvolvido em [21] teve objetivos parecidos com os propostos
nesta dissertação, fato este que merece uma argumentação mais acurada no
sentido de se demonstrar os aperfeiçoamentos que se pretendem atingir neste
trabalho.
A metodologia utilizada em [21] é fundamentada na técnica de inteligência
artificial, denominada Algoritmos Genéticos (AGs), uma das técnicas que se quer
utilizar nesta dissertação, pois diversos autores [20], [21], [30], [22], [24] sustentam
Introdução 23
sua aplicabilidade no problema proposto. No presente trabalho uma maior atenção é
dada no desenvolvimento das equações envolvidas na formulação da função
objetivo do problema, eliminando diversas simplificações dos trabalhos anteriores.
Isto garante uma maior adequação às regras que definem o Novo Modelo do setor
elétrico nacional.
Um aspecto que não foi abordado em [21] é a incorporação do custo da
energia em cada ano e não somente das penalidades na função objetivo. Assim, o
algoritmo minimizará o custo total, conforme os preceitos da modicidade tarifária.
Outro ponto é a inclusão do montante de reposição e do limite inferior de
recontratação, pois a partir de 2009 o leilão A-1 servirá exclusivamente para
recontratação da energia dos contratos que se encerram no ano corrente. Os
montantes dos contratos existentes dos distribuidores que se encerram em cada
ano devem ser recontratados e, como atingirão quantidades expressivas a partir de
2011, a modelagem deste item é de fundamental importância para a estratégia de
gestão de compra de energia. A obrigatoriedade da compra do montante de
reposição está restrita ao limite inferior de recontratação, que se aproxima de 96%
do total da energia a ser recontratada, ou seja, 4% do total da energia a ser
recontratada será uma decisão estratégica dos distribuidores. Neste sentido o
algoritmo proposto neste trabalho, deverá definir qual a melhor estratégia de
recontratação que minimize o risco.
O Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) não foi
implementado em [21] devido à incerteza de sua existência nos anos futuros,
contudo, vale a pena argumentar que a experiência dos profissionais dos
distribuidores é suficiente para determinar quando e quanto se pode contratar com
este mecanismo. Desta forma, o MCSD é modelado neste trabalho, estabelecendo-
se um limite superior para sua contratação.
Quanto ao montante de energia que pode ser descontratado, conforme prevê
a legislação, foi utilizado em [21] o limite de 4% da energia contratada no segundo
ano anterior ao do leilão em questão. No presente trabalho modela-se a
descontratação com base em critérios mais objetivos, de forma a ser possível
identificar ano a ano a melhor estratégia de descontratação.
Outro aprimoramento é a modelagem do lucro ou prejuízo decorrente da
sobrecontratação. Isto é possível com a inclusão da totalidade dos contratos da
distribuidora a cada ano e seus respectivos preços.
Introdução 24
1.3 Justificativa
Um fator importante a se observar, que justifica a realização deste estudo, é o
impacto financeiro que a gestão da compra de energia elétrica pode causar a uma
distribuidora de energia elétrica. Devido à regulamentação em vigor, os
distribuidores são prejudicados pela previsão equivocada do montante de
contratação. Os valores financeiros envolvidos são significativos, pois os desvios
que podem gerar a sobre ou subcontratação são penalizados com cifras que
chegam facilmente à dezenas de milhões de reais.
Deve-se considerar que a dificuldade da previsão dos montantes de energia
está relacionada à natureza da modelagem do problema, uma vez que se trata de
uma otimização com múltiplos objetivos, envolvendo equações não lineares.
Sobre a regulamentação do setor elétrico, observa-se que, por ser complexa,
foi concluída apenas recentemente. Nos trabalhos desenvolvidos por outros autores,
foram utilizadas simplificações, justamente por estas regras não estarem definidas à
época. No atual estágio de desenvolvimento do setor elétrico, é possível determinar
os montantes a serem contratados, com base em equações elaboradas com maior
precisão matemática e aderência a regulação vigente.
1.4 Objetivo
Pretende-se com o presente trabalho determinar os montantes de Energia
Elétrica, em MWh, necessários para o atendimento da demanda de uma
distribuidora de energia elétrica, garantindo, por um lado, o repasse integral dos
custos de aquisição para as tarifas de energia elétrica e, por outro, proporcionar
uma tarifa justa ao consumidor final, face ao Novo Modelo do setor elétrico.
O objetivo é definir uma estratégia para a determinação dos montantes da
energia elétrica a ser contratada nos leilões A-5, A-3, A-1, Ajuste e MCSD, bem
como os limites de recontratação e descontratação, para um horizonte de tempo de
cinco anos. Visa-se com isso auxiliar a tomada de decisão na compra de energia
elétrica pelas concessionárias de distribuição, por meio da modelagem do problema,
de acordo com a regulamentação do setor elétrico nacional e sua solução através
de técnicas evolutivas: algoritmos genéticos e evolução diferencial.
Introdução 25
1.5 Estrutura da Dissertação
No capítulo 2 é apresentada a formulação matemática do problema,
considerando-se a legislação vigente, em especial o Decreto 5.163/2004. Neste
capítulo, são modelados as restrições do problema, os custos das penalidades e a
função objetivo a ser minimizada.
Uma breve descrição da computação evolutiva é apresentada no capítulo 3,
destacando-se as técnicas de algoritmos genéticos e evolução diferencial que são
utilizadas na resolução do problema.
No capítulo 4, são explicitados os dados e a configuração utilizados nos
algoritmos, juntamente com os resultados obtidos para dois cenários.
No capítulo 5, são apresentadas as conclusões finais e as sugestões para
trabalhos futuros.
Descrição do Problema 26
2 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA
Nesta seção, o problema é descrito com base no Decreto 5.163/2004, onde é
proposta a modelagem matemática do custo da energia para cada ano da previsão,
das restrições e penalidades impostas pela legislação do setor elétrico e da função
objetivo.
2.1 Decreto 5.163/2004
O Decreto 5.163/2004 tem por objetivo primordial estabelecer as relações
comerciais entre os agentes do setor elétrico, estipulando, sobretudo, as formas e
os instrumentos necessários para a compra e venda de energia elétrica.
Sob o ponto de vista dos compradores, o Decreto 5.163/2004 impõe aos
distribuidores a obrigação de garantir o atendimento a 100% de seus mercados de
energia por intermédio de contratos registrados na CCEE.
“Art. 2º Na comercialização de energia elétrica de que trata este Decreto deverão ser
obedecidas, dentre outras, as seguintes condições:
II - os agentes de distribuição deverão garantir, a partir de 1º de janeiro de 2005, o
atendimento a cem por cento de seus mercados de energia e potência por intermédio de
contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e,
quando for o caso, aprovados, homologados ou registrados pela Aneel.”
A obrigação estabelecida no Art. 2º do Decreto 5.163/2004 visa garantir que
os distribuidores tenham lastro suficiente para atender a demanda de energia de
todos os seus consumidores no ano corrente, evitando que existam saldos
negativos de energia a serem liquidados no mercado Spot da CCEE. A regra
estabelecida no setor elétrico determina que toda vez que uma distribuidora tiver
saldo negativo de energia física no mês, será assegurado o direito da compra ex-
post ao preço de liquidação de diferenças (PLD) na CCEE. Isto é possível uma vez
que o sistema elétrico brasileiro constitui um Sistema Interligado onde a energia
solicitada ao sistema é entregue fisicamente durante o mês e contabilizada ao final
do mês, verificando a posição de saldos positivos ou negativos. Desta forma mesmo
que a distribuidora não possua contratos de energia suficientes para atender seu
mercado, a entrega física é garantida pelo sistema interligado, ou seja, o
consumidor final recebe a energia elétrica, sem ser prejudicado por este fato.
Descrição do Problema 27
A CCEE é a responsável pela aferição dos saldos de energia de todos os
agentes do setor elétrico. A Figura 2 ilustra a forma como a CCEE calcula
mensalmente os déficits e sobras de energia, aplicando o PLD nas diferenças
encontradas.
Figura 2: Mercado spot de curto prazo na CCEE.
Existe, contudo, a situação em que os consumidores finais podem ser
prejudicados pela falta de lastro contratual dos distribuidores. É o caso onde a
energia elétrica no sistema interligado não é suficiente para atender a todos os
distribuidores demandantes de energia. Ocorre quando um número significativo de
distribuidores estiver sem lastro contratual, ou seja, subcontratados. Neste caso,
acontece a falta de empreendimentos de geração no sistema, que não foram
construídos, pois não foram contratados pelos distribuidores. Esta é uma das
situações que pode levar ao racionamento de energia elétrica, semelhante ao
ocorrido no ano de 2002.
O Novo Modelo, cujo objetivo em última instância é garantir o suprimento de
energia elétrica, estabeleceu, no Artigo 3º do Decreto 5.163/2004, a provisão para a
aplicação de penalidades caso os distribuidores estejam subcontratados, evitando a
falta de lastro contratual, conforme apresentado na Figura 3. A formulação algébrica
das penalidades será descrita adiante.
“Art. 3º As obrigações de que tratam os incisos do caput do art. 2º serão aferidas
mensalmente pela CCEE e, no caso de seu descumprimento, os agentes ficarão sujeitos à
aplicação de penalidades, conforme o previsto na convenção, nas regras e nos
procedimentos de comercialização.
§ 1º A aferição de que trata o caput será realizada a partir da data de publicação deste
Decreto, considerando, no caso da energia, o consumo medido e os montantes
contratados nos últimos doze meses.”
Descrição do Problema 28
Sobre
Sub
3%
Custo repass á vel
inegralmente
Custo do excedente não
repass á vel
(lucro ou preju í zo)
Mercado MWH
verificado pela
CCEE (100%)
Sobre
Sub
3%
custo da falta e penalidade =
MWh x PLD - mim(PLD, VR)
+
max(PLD, VR)
Custo repass á vel
inegralmente
Custo repassável
integralmente
Mercado MWH
verificado pela
CCEE (100%)
Mercado MWh
verificado pela
CCEE (100%)
Custo do excedente não
repassável (lucro ou prejuízo)
Sobre
Sub
3%
Custo repass á vel
inegralmente
Custo repass á vel
inegralmente
Custo do excedente não
repass á vel
(lucro ou preju í zo)
Custo do excedente não
repass á vel
(lucro ou preju í zo)
Mercado MWH
verificado pela
CCEE (100%)
Mercado MWH
verificado pela
CCEE (100%)
Sobre
Sub
3%
custo da falta e penalidade =
MWh x PLD - mim(PLD, VR)
+
max(PLD, VR)
Custo repass á vel
inegralmente
Custo repassável
integralmente
Mercado MWH
verificado pela
CCEE (100%)
Mercado MWh
verificado pela
CCEE (100%)
Custo do excedente não
repassável (lucro ou prejuízo)
Figura 3: Sobre e subcontratação.
Diante das regras impostas pelo Decreto 5.163/2004, os distribuidores só
podem adquirir energia de forma regulada, contratando cem por cento do seu
mercado de energia, nos leilões realizados no Ambiente de Contratação Regulada
(ACR). São considerados nesses leilões dois tipos distintos de energia, conforme
comentado no Artigo 11: empreendimentos de geração existentes e novos
empreendimentos de geração.
É importante para a modelagem do problema de compra de energia, a
definição do que seja energia de novos empreendimentos e energia existente, pois
cada tipo tem um tratamento específico quanto ao repasse dos seus custos para as
tarifas.
A energia proveniente de novos empreendimentos de geração é aquela que
até a data de publicação do edital do leilão para sua venda, não seja detentora de
concessão, permissão ou autorização, ou ainda, seja parte de empreendimentos
existentes que venham a ser objeto de ampliação, restrito ao acréscimo da sua
capacidade instalada. Já a energia proveniente de empreendimentos de geração
existente é aquela que está em operação ou possui autorização para tal.
Sinteticamente, pode-se afirmar que a energia de novos empreendimentos de
geração não existe jurídica ou fisicamente até a data de edital do leilão. O
empreendedor, ao participar e vencer o leilão adquire o direito e a obrigação de
construir o empreendimento de geração, aumentando a capacidade do sistema
elétrico. Para a energia existente, não existe o aumento da capacidade do sistema
elétrico, pois ocorre apenas a recontratação da energia já disponível no sistema
Descrição do Problema 29
elétrico.
Os distribuidores, para o atendimento de cem por cento do mercado de
energia,
I - contratada até 16 de março de 2004;
nergia elétrica proveniente de
a;
energia elétrica a partir de fontes eólicas,
a etapa
ional.
ara a formulação do problema, a energia adquirida nos contratos firmados
em data
uidores informem
antecipa
s distribuidores, o Novo Modelo
estabele
“Art. 17. A partir de 2005, todos os agentes de distribuição, vendedores, autoprodutores e
os consumidores livres deverão informar ao Ministério de Minas e Energia, até 1º de
deverão contabilizar a energia adquirida antes da institucionalização do
novo modelo. O Decreto 5.163/2004 em seu Artigo 13 estabelece o rol das energias
elegíveis para obrigação:
II - contratada nos leilões de compra de e
empreendimentos de geração existentes, inclusive os de ajustes, e de
novos empreendimentos de geração; e
III - proveniente de:
a) geração distribuíd
b) usinas que produzam
pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, contratadas na primeir
do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica -
PROINFA; e
c) Itaipu Binac
P
s anteriores ao do Novo Modelo, 16 de março de 2004, bem como aquela
proveniente de Geração distribuída, Proinfa e de Itaipu Binacional, serão tratadas
como energia de base, ou seja, como um bloco de energia que não interfere no
problema de otimização, pois já estão contratadas e o objetivo deste trabalho é
definir o montante de energia a ser comprado nos leilões públicos.
Para a participação nos leilões é necessário que os distrib
damente ao Ministério de Minas e Energia (MME) o mercado previsto e a
quantidade de energia que se pretende adquirir.
A fim de evitar a subcontratação do
ceu a obrigatoriedade da contratação antecipada em cinco anos antes da
realização da carga. De acordo com o Artigo 17 do Decreto 5.163/2004, os
distribuidores devem apresentar a previsão do mercado para os próximos cinco
anos.
agosto de cada ano, as previsões de seus mercados ou cargas para os cinco anos
Descrição do Problema 30
subseqüentes.”
Com base nessas informações o MME tem condições de estabelecer o
montante de energia que será
montante de energia que pretendem comprar
rt. 18. Sem prejuízo da obrigação referida no art. 17, todos os agentes de distribuição, a
s leilões são promovidos pela Aneel, e executados pela CCEE onde se
comercializ
1º Os leilões para compra de energia elétrica de que trata o caput serão promovidos,
- nos anos "A 5" e "A 3", para energia elétrica proveniente de novo empreendimento de
o ano "A - 1", para energia elétrica proveniente de empreendimento de geração
antes de cada produto indica que a energia comercializada
iniciará seu suprimento no ano base A, q
de forma a atender a necessidade de contra
demandado pelo conjunto de todos os distribuidores
do Sistema Interligado, e tomar providências para que exista oferta suficiente de
energia, quando da realização dos leilões.
Ao mesmo tempo, os distribuidores devem declarar todo ano ao MME o
nos leilões. Esta declaração formal
constitui um documento irretratável, onde o montante declarado será comprado no
leilão.
“A
partir de 1o de janeiro de 2006, em até sessenta dias antes da data prevista para a
realização de cada um dos leilões de que trata o art. 19, deverão apresentar declaração
ao Ministério de Minas e Energia, definindo os montantes a serem contratados para
recebimento da energia elétrica no centro de gravidade de seus submercados e
atendimento à totalidade de suas cargas.”
O
am três tipos básicos de produtos, segundo Artigo 19 §1º: o produto A-5,
A-3 e A-1.
Ҥ
observado o disposto nos arts. 60 a 64:”
“I
geração;”
“II - n
existente.“
A letra “A”
ue é o ano da realização da carga. Os
números 5, 3 e 1 indicam o número de anos anteriores ao ano base A em que se
realizam os leilões de compra de energia elétrica. Como exemplo, para determinar a
composição do montante de energia no ano de 2011, deve-se verificar o montante
comprado no leilão A-5 realizado em 2006, o montante comprado no leilão A-3
realizado em 2008 e o montante comprado no leilão A-1 realizado em 2010.
O problema é determinar o quanto comprar de cada produto A-5, A3 e A-1,
tação de no mínimo cem por cento do
mercado e evitar os riscos de sub e sobrecontratação. Para isto, o modelo proposto
neste trabalho faz a comparação, em cada ano, do montante contratado com o
Descrição do Problema 31
mercado otimista e pessimista, determinando a exposição a sobre e subcontratação.
Não faz parte do escopo deste trabalho projetar as demandas otimistas e
pessimistas. Estes são dados fornecidos pelas concessionárias, pois as projeções
envolvem metodologias próprias.
A Figura 4 exemplifica a composição de contratos de energia no ano.
2006 07 0908 10 11 1312 14 15 16 17
A-5
A-3
A-1
Bilateral
Itaipu
Proinfa
EE
Demanda
Pessimista
Demanda
Otimista
Ano
declarado em 2010
declarado em 2008
declarado em 2006
Demanda
2006 07 0908 10 11 1312 14 15 16 17
A-5
A-3
A-1
Bilateral
Itaipu
Proinfa
EE
Bilateral
Itaipu
Proinfa
EE
Demanda
Pessimista
Demanda
Otimista
Ano
declarado em 2010
declarado em 2008
declarado em 2006
Demanda
Figura 4: Montante de contratação.
Os leilões dos produtos A-5 e A-3 se destinam a comercializar a energia
proveniente de novos empreendimentos de geração, mas se distinguem em relação
à fonte de geração. Tendo em vista que o leilão A-5 dispõe de cinco anos para a
entrega do produto, a energia deste leilão é aquela que será gerada por usinas
hidráulicas, que demandam maior tempo de construção, mas que oferecem energia
a preços mais baixos. O produto A-3, que dispõe de três anos para a entrega do
produto, está associado a empreendimentos de geração térmica, de construção
mais rápida. Contudo, o preço da energia obtido no leilão A-3, é mais elevado.
Devido às características do parque gerador e as condições hidráulicas
favoráveis no Brasil, o MME privilegia a construção de empreendimentos hidráulicos
em detrimento aos térmicos, o que, em última análise, favorece a modicidade
tarifária e o planejamento de longo prazo e o meio ambiente. Desta forma, o Artigo
36 do Decreto 5.163 determinou o limite máximo para a aquisição de energia nos
leilões A-3 em 2% da carga verificada no ano A-5. Se o leilão ocorre em A-3, ou
seja, três anos antes da realização da demanda, o ano A-5, neste caso, é
exatamente dois anos antes da decisão de compra do leilão A-3. A distribuidora que
optar por comprar acima do limite de 2% poderá fazê-lo, no entanto não terá o
Descrição do Problema 32
repasse integral dos custos de aquisição, que será limitado pelo preço de referência
VR, calculado pela Aneel, definido pela média ponderada do preço do leilão A-5
(VL5) e do preço do Leilão A-3 (VL3).
“Art. 36. A Aneel autorizará o repasse a partir do ano-base “A” dos custos de aquisição de
energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os arts. 15, 27 e 32 deste Decreto,
pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, conforme os seguintes
critérios:
I - nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos
realizados no ano “A - 5”, observado o disposto no art. 40:
a) repasse do VR durante os três primeiros anos de suprimento da energia elétrica
adquirida; e
b) repasse integral do valor de aquisição da energia elétrica, a partir do quarto ano de sua
entrega;
II - nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos
realizados no ano “A - 3”, observado o disposto no art. 40:
a) repasse do VR durante os três primeiros anos de entrega da energia elétrica adquirida,
limitado ao montante correspondente a dois por cento da carga do agente de distribuição
comprador verificada no ano “A - 5”;
b) repasse integral do valor de aquisição da energia elétrica a partir do quarto ano de sua
entrega, limitado ao montante correspondente a dois por cento da carga do agente de
distribuição comprador verificada no ano “A - 5”; e
c) repasse ao menor valor entre o VL5 e o VL3, definidos no art. 34, da parcela adquirida
que exceder os montantes referidos nas alíneas “a” e “b” deste inciso;
III - nos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes, repasse
integral dos respectivos valores de sua aquisição, observado o disposto no art. 41.”
Em relação ao produto A-1, este possui uma função específica nos leilões
de energia. A partir de 2009, será exclusivamente destinado a comprar o montante
de reposição dos distribuidores. Por montante de reposição entende-se a
quantidade de energia elétrica dos contratos que forem extintos, ou tiverem previsão
de redução da quantidade contratada no ano dos leilões, subtraídas as reduções
permitidas em cada ano. Neste trabalho, o leilão do produto A-1 será designado
como A-1(MR).
Descrição do Problema 33
“Art. 24. A partir de 2009, nos leilões de energia proveniente de empreendimentos
existentes, cada agente de distribuição poderá contratar energia elétrica correspondente ao
seu montante de reposição.”
Outro mecanismo previsto para auxiliar os distribuidores a se adequarem ao
mercado previsto é o Leilão de Ajuste, conforme Artigo 26 do Decreto 5.163/2004.
“Art. 26. A Aneel promoverá, direta ou indiretamente, leilões específicos para contratações
de ajuste pelos agentes de distribuição, com prazo de suprimento de até dois anos, para
fins de possibilitar a complementação, pelos referidos agentes, do montante de energia
elétrica necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
“§ 1º O montante total de energia contratado em leilões de ajuste não poderá exceder a um
por cento da carga total contratada de cada agente de distribuição.”
Nesta modalidade é comercializada energia existente com prazo de
suprimento de até dois anos, porém existe o limite de 1% da carga total contratada
naquele ano.
Os produtos comercializados nos leilões de energia, A-5, A-3, A-1(MR) e
ajuste são representados por Contratos, denominados de Contrato de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR), celebrados entre
cada gerador vendedor e todos os distribuidores compradores. Os CCEARs tem
prazo de duração de no mínimo quinze anos e no máximo de trinta anos para a
energia proveniente de novos empreendimentos de geração, e no mínimo cinco
anos e no máximo quinze anos para a energia oriunda de empreendimentos
existentes.
Considerando-se a dificuldade da previsão de mercado para o período de
cinco anos, o Novo Modelo institui mecanismos que possibilitam a descontratação
da energia adquirida nos leilões de energia existentes em algumas condições,
conforme determinado no Artigo 29 do Decreto 5.163/2004.
“Art. 29. Os CCEAR decorrentes dos leilões de energia elétrica proveniente de
empreendimentos existentes deverão prever a possibilidade de redução dos montantes
contratados, a critério exclusivo do agente de distribuição, em razão:
I - do exercício pelos consumidores potencialmente livres da opção de compra de energia
elétrica proveniente de outro fornecedor;
II - de outras variações de mercado, hipótese na qual poderá haver, em cada ano, redução
de até quatro por cento do montante inicial contratado, independentemente do prazo de
vigência contratual, do início do suprimento e dos montantes efetivamente reduzidos nos
anos anteriores; e
III - de acréscimos na aquisição de energia elétrica decorrentes de contratos celebrados
até 16 de março de 2004, observado o disposto no art. 21 da Lei nº 10.848, de 2004.
Descrição do Problema 34
§ 1º O exercício da opção de redução contratual de que trata este artigo terá caráter
permanente.”
A redução que trata o inciso I possibilita que a energia comprada pelos
distribuidores, para atender os consumidores cativos, seja descontratada na mesma
proporção, no caso de um consumidor qualquer passar à condição de livre,
adquirindo energia de outro fornecedor que não seja da distribuidora local. Sem este
mecanismo, a distribuidora ficaria sobrecontratada, pois no momento da declaração
de compra de energia, ocorrida em anos anteriores, estava contabilizado a previsão
de consumo destes consumidores. No entanto, este mecanismo não interfere na
formulação do problema, pois a energia passível de ser descontratada será igual à
energia sobrecontratada, não havendo nenhuma mudança na posição da
distribuidora em que seja possível alguma estratégia.
De forma semelhante à redução prevista no inciso I, a energia elétrica que
for acrescida aos contratos já existentes antes do Novo Modelo, que está prevista
no inciso III, poderá ser descontratada em igual valor. Para a formulação do
problema, também não haverá nenhuma interferência significativa e, portanto este
mecanismo de descontratação não será modelado.
Entretanto, a energia a ser descontratada a título de outras variações de
mercado, referenciada no inciso II, representa um importante mecanismo de
controle de riscos sendo parte fundamental da formulação do problema. A
descontratação de até quatro por cento é calculada sobre o montante original do
contrato, mesmo que este já tenha sido descontratado em anos anteriores. A
descontratação possui caráter permanente, e o mecanismo legal utilizado é o
aditamento contratual entre as partes, comprador e vendedor, conforme
apresentado no § 3º.
“§ 3º As reduções anuais dos montantes contratados previstas no inciso II do caput:
I - terão eficácia a partir do segundo ano subseqüente ao da declaração que deu origem à
compra do agente de distribuição; e
II - obedecerão ao mesmo percentual para todos os CCEAR aos quais sejam aplicáveis.”
Segundo o inciso I do §3º acima, as reduções possíveis de até quatro por
cento terão eficácia a partir do segundo ano subseqüente ao da declaração que deu
origem à compra. A intenção do MME é evitar que um contrato proveniente de leilão
A-1(MR) seja devolvido no mesmo ano em que se iniciou a entrada em operação.
Isto serve como uma garantia ao gerador para que pelo menos no primeiro ano o
Descrição do Problema 35
contrato seja integralmente executado. Na formulação do problema, neste trabalho,
foi observado que o produto A-1(MR) não compõe a parcela passível de devolução
já no primeiro ano. A partir do segundo ano, não haverá nenhuma restrição,
lembrando-se que o Leilão A-1(MR) se destina à compra do Montante de
Reposição.
Os demais produtos A-5 e A-3 não são passíveis de devolução, pois são
provenientes de novos empreendimentos de geração, conforme estabelecido no § 4º
do Artigo 29.
“§ 4º As reduções dos montantes contratados de que tratam os incisos II e III do caput
deverão constar da declaração anual dos agentes de distribuição prevista no art. 18 para
os leilões “A-1”, referidos no inciso II do § 1o do art. 19.” (NR)
O Decreto 5.163, ao instituir que os CCEARs celebrados nos leilões de
energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes deverão prever a
possibilidade de redução dos montantes contratados, determinou também que
deverão ser precedidas do mecanismo de compensação de sobras e déficits
(MCSD) e, somente após a aplicação deste mecanismo, as sobras remanescentes
serão devolvidas aos geradores, funcionando como uma proteção ao gerador. Sob a
ótica dos agentes de distribuição, o MCSD atua como um instrumento de mitigação
do risco de compra de energia elétrica. Se a concessionária estiver em situação de
subcontratação, poderá adquirir energia de outros agentes de distribuição e por
outro lado, se estiver sobrecontratada, poderá ceder contratos aos demais agentes.
A saída de consumidores potencialmente livres e o acréscimo na aquisição
de energia elétrica, decorrente de contratos celebrados até 16 de março de 2004,
não acarretam riscos adicionais de sobrecontratação para a concessionária de
distribuição. A seu critério, a concessionária de distribuição poderá devolver a
energia contratada, quer seja cedendo contratos no MCSD, quer seja aditivando os
contratos com os agentes geradores. O MCSD, neste caso, é executado
mensalmente, ajustando as posições das concessionárias.
Existe ainda a possibilidade de redução de até quatro por cento em cada
ano do montante inicial contratado de CCEAR sob o argumento de que ocorreram
outros desvios de mercado, ocasião na qual também será executado um MCSD
anual específico.
A CCEE institui ainda o MCSD trocas livres anual, no qual as
Descrição do Problema 36
concessionárias de distribuição poderão trocar contratos sem nenhum limite. Nesta
modalidade as sobras remanescentes não serão objeto de devolução para os
geradores.
Por outro lado, caso a concessionária de distribuição esteja subcontratada,
esta poderá participar dos MCSDs, adquirindo os contratos ofertados. Não há limites
para a aquisição, no entanto permanece o risco de que não existam ofertas de
contratos para serem adquiridos. O MME não prevê nenhuma garantia de aquisição
neste caso.
O MCSD será executado para todos os meses que houver declarações de
sobras, conforme cronograma estabelecido em Procedimento de Comercialização
correspondente. As compensações e devoluções terão caráter irrevogável e
irretratável até o final do prazo de vigência do contrato.
Na formulação do problema neste trabalho, o MCSD serve como um
instrumento de compra de energia. Não é contemplada a opção de venda de
energia, como por exemplo, no MCSD trocas livres, uma vez que o risco de não
haver tomador no MCSD é elevado.
Os mecanismos necessários para compor os instrumentos de compra e
venda de energia são, portanto, aqueles decorrentes dos leilões A-1 (MR), A-3, A-5,
Ajuste e MCSD, além dos percentuais de recontratação e descontratação permitidos
pela legislação. As variáveis representando os montantes de energia a serem
adquiridos pois estes mecanismos e os percentuais de recontratação e
descontratação são definidos na Tabela 1. O problema da aquisição de energia
elétrica é formulado utilizando-se estas variáveis, definidas em cada ano de previsão
da compra.
Tabela 1: Variáveis do problema.
Variável Descrição Variável Descrição
xAJ
(
i
+1)
zAJ
(
i
+2)
AJ
(
i
+3)
pAJ
(
i
+4)
rAJ
(
i
+5)
y
A3
(
i
+3)
wA3
(
i
+4)
tA3
(
i
+5)
q
s
MCSD
(
i
+1)
MCSD
(
i
+2)
MCSD
(
i
+3)
MCSD
(
i
+4)
MCSD
(
i
+5)
% de descontratação do Montante
Original de CCEAR (
MI
),
proveniente de energia existente.
% de recontratação dos contratos
que se encerram e que devem ser
recontratados nos leilões A-1(MR).
Montante de energia proveniente
do leilão MCSD.
A5
(
i
+5)
Montante de energia proveniente
do leilão de Ajuste.
Montante de energia proveniente
do leilão A-3.
Montante de energia proveniente
do leilão A-5.
γ
Descrição do Problema 37
O primeiro passo para a formulação do problema é a definição do horizonte
de contratação, que neste problema é de cinco anos. Na Tabela 2, o índice i
representa o ano atual em que a decisão é tomada, ou seja, o ano da declaração ao
MME do montante de energia que será adquirido nos leilões A-1(MR), A-3 , A-5,
Ajuste e MCSD.
Tabela 2: Horizonte de tempo.
Ano da
Declaração
Ano
i(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
Leilões
-
A-1(MR), Ajuste,
MCSD
A-1(MR), Ajuste,
MCSD
A-1(MR), A-3,
Ajuste, MCSD
A-1(MR), A-3,
Ajuste, MCSD
A-1(MR), A-3, A-5,
Ajuste, MCSD
Anos Futuros
O segundo passo é separar a energia de empreendimentos existentes da
energia de empreendimentos novos já contratados até o ano i, de acordo com o
apresentado na Tabela 3. A partir desta informação, que é conhecida a priori, é
indicada a parcela de energia dos contratos que se encerram nos próximos cinco
anos. Essa parcela formará o Montante de Reposição (MR) que será recontratado
nos leilões A-1(MR). Também é necessária a informação dos montantes originais
dos contratos que encerram em cada ano, para que seja possível a determinação do
limite de recontratação, que é explicado na seção 2.2 deste trabalho.
Tabela 3: Contratos de energia nova, existente e montante original.
Tipo
Contratos que não se encerram no
horizonte de cinco anos
Período
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
Energia Existente -
e
velha
e
v
e
v0
e
v1
e
v
2
e
v
3
e
v4
Energia Nova -
e
nova
e
n
e
n0
e
n1
e
n
2
e
n
3
e
n4
Montante Original CCEAR -
MI
MI
V
MI
v0
MI
v1
MI
v2
MI
v
3
MI
v4
Contratos que se encerram e devem ser recontratados no
leilão A-1(MR)
Energias dos Contratos Existentes em MWh
Desta forma os montantes de energia, em cada ano, podem ser descritos
como:
[1] Energia nova e velha no horizonte de tempo
.
;
;
43210
43210
43210
vvvvvv
nnnnnnnova
vvvvvv
elha
v
MIMIMIMIMIMIMI
eeeeeee
eeeeeee
+++++=
+++++=
+
+
+
+
+=
(1)
Para o ano (i+1), a soma das energias e(i+1) de todos os contratos é dada
por:
Descrição do Problema 38
[2] Energia contratada no ano e(i+1)
(
)
(
)
()
()
()
( ) ( ) () ()
,114523
1
4321
00
4321
4321
++++−+−+
+++++
++
++++−
+
+
+
+=+
iAJiMCSDiAiA
eeeee
eey
MIMIMIMIMIx
eeeeeie
nnnnn
nv
vvvvv
vvvvv
(2)
onde x e y são os percentuais de descontratação e recontratação, respectivamente,
no ano (i+1), A3(i-2) e A5(i-4) são leilões do tipo A-3 e A-5 já ocorridos em (i-2) e (i-
4), MCSD(i+1) e AJ(i+1) são leilões do tipo MCSD e Ajuste que serão comprados no
ano (i+1).
As restrições que as variáveis envolvidas no problema estão sujeitas, a
cada ano de previsão, são determinadas segundo o decreto 5.163, e para o ano
(i+1), são descritas como:
()
()( )
()
()
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()
()
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,11
99
1
1010 7)
;011 6)
;11
100
101 5)
;0110 4)
;040y-1 3)
;10 2)
;0400 1)
1
1
0000
+−+≤+≤⇒==
=+⇒≠≠
+−+×
−
≤+≤⇒==
=+⇒≠≠
+×≤+×
≤≤
≤≤
iAJieiAJ e ySe x
iAJ ou ySe x
iMCSDie
per
per
iMCSD e ySe x
iMCSD ou ySe x
MIe,ee
y
, x
vnnv
0
0
onde per
1
é o percentual máximo admitido para a aquisição de energia no ano (i+1),
no leilão MCSD, calculado sobre o total da energia do próprio ano.
Para o ano (i+2), a soma das energias e(i+2) de todos os contratos é dada
por:
[3] Energia contratada no ano e(i+2)
() ( )
(
)
(
)
(
)
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()
()
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,2235451323
1111
12
432
1
11
00432432
++++−+−+−+−+
++++
++
+−++−+
+
+−
+
+
+
+
+
−+++=+
iAJiMCSDiAiAiAiA
eeee
xMIeew
iAJziMCSDz
eeyzMIMIMIMIzxeeeeie
nnnn
vnv
nvvvvvvvvv
(3)
onde z e w são os percentuais de descontratação e recontratação, respectivamente,
no ano (i+2), A3(i-1) e A5(i-3) são leilões do tipo A-3 e A-5 já ocorridos em (i-1) e (i-
3), MCSD(i+2) e AJ(i+2) são leilões do tipo MCSD e Ajuste que serão comprados no
ano (i+2).
Descrição do Problema 39
As seguintes restrições devem ser satisfeitas no ano (i+2):
()
()()()
()
()
() ()()
()
()
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,22
99
1
2010 7)
;0210 6)
;22
100
2010 5)
;0210 4)
;0401 3)
;10 2)
;0400 1)
2
2
1
1
1
11
+−+≤+≤⇒==
=+⇒≠≠
+−+×
−
≤+≤⇒==
=+⇒≠≠
+×≤−+×−
≤≤
≤≤
iAJieiAJ e wSe z
iAJ ou wSe z
iMCSDie
per
per
iMCSD e wSe z
iMCSD ou wSe z
MIe,MIxeew
w
, z
vnvnv
onde per
2
é o percentual máximo admitido para a aquisição de energia no ano (i+2),
no leilão MCSD.
Para o ano (i+3), a soma das energias e(i+3) de todos os contratos é dada
por:
[4] Energia contratada no ano e(i+3)
()
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(
)
(
)
()
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[]
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,3325354531323
21
21111
1
3
43
222
111
004343
++++−+−+−++−+−+
+++
×+−+×+
⎥
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎢
⎣
⎡
+×−+
+×−++×−−+×−+×−×+
+××−−+++×++−++
=+
iAJiMCSDiAiAiAiAiAiA
eee
MIzxeet
iAJ
iMCSDiMCSD
zMIxeew
eeyzMIMIMIzxeee
ie
nnn
vnv
vnv
nvvvvvvv
γ
γγγ
γγ
)
(4)
onde
γ
e t são os percentuais de descontratação e recontratação, respectivamente,
no ano (i+3), A3(i) e A5(i) são leilões do tipo A-3 e A-5 já ocorridos em (i-3) e (i-5),
MCSD(i+3) e AJ(i+3) são leilões do tipo MCSD e Ajuste que serão comprados no
ano (i+3).
As seguintes restrições devem ser satisfeitas no ano (i+3):
() ( )
()()()
()
()
() ()()
()
()
() ()()
,33
99
1
3010
;0310
;33
3100
3
3010 5)
;0310 4)
;0401 3)
;10 2)
;0400 1)
2
2
2
22
+−+≤+≤⇒==
=+⇒≠≠
+−+×
−
≤+≤⇒==
=+⇒≠≠
+×≤×+−+×−
≤≤
≤
iAJieiAJ e tSe γ
iAJ ou tSe γ
iMCSDie
per
per
iMCSD e tSe γ
iMCSD ou tSe γ
MIe,MIzxeet
t
, γ
vnvnv
≤
6)
7)
Descrição do Problema 40
onde per
3
é o percentual máximo admitido para a aquisição de energia no ano (i+3),
no leilão MCSD.
Para o ano (i+4), a soma das energias e(i+4) de todos os contratos é dada
por:
[5] Energia contratada no ano e(i+4)
()
()
(
)
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)
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,44
152535451331323
31
312111
11
1
4
4
33
3
2
2
2111
00
44
+++
+−+−+−+−++++−+−+
++
×++−+×+
⎥
⎥
⎥
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎢
⎢
⎢
⎣
⎡
+×−+
+×−++×−−++×−−−+
×+−+××−+×−+××−−+
+××−−−++×+++−+
=+
iAJiMCSD
iAiAiAiA
iAiAiAiA
ee
MIzxeeq
iAJp
iMCSDpiMCSDpiMCSDpz
MIzxeetpMIxeewp
eeypzMIMIpzxee
i
nn
vnv
vnvvnv
vvvvvv
γ
γγ
γ
γγ
)
() ( )
()()()
()
()
(5)
onde p e q são os percentuais de descontratação e recontratação, respectivamente,
no ano (i+4), A3(i+1), A5(i+1), MCSD(i+4) e AJ(i+4) são leilões do tipo A-3, A-5,
MCSD e Ajuste que serão comprados no ano (i+4).
As seguintes restrições devem ser satisfeitas no ano (i+4):
onde per
4
é o percentual máximo admitido para a aquisição de energia no ano (i+4),
no leilão MCSD.
() ()()
()
()
() ()()
,44
99
1
4010
;0410 6)
;44
100
4010 5)
;0410 4)
;0401 3)
;10 2)
;0400 1)
4
4
3
3
3
33
+−+≤+≤⇒==
=+⇒≠≠
+−+×
−
≤+≤⇒==
=+⇒≠≠
+×≤×++−+×−
≤≤
≤
iAJieiAJ e qSe p
iAJ ou qSe p
iMCSDie
per
per
iMCSD e qSe p
iMCSD ou qSe p
MIe,MIγzxeeq
q
, p
vnvnv
≤
7)
Para o ano (i+5), a soma das energias e(i+5) de todos os contratos é dada
por:
[6] Energia contratada no ano e(i+5)
Descrição do Problema 41
()
()()
(
)
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()
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[]
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,55
515253545231331323
41413121
111
11
1
5
4
4
4
333
2221
11
0
0
+++
++−+−+−+−++++++−+−+
+
×+++−+×+
⎥
⎥
⎥
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎢
⎢
⎢
⎣
⎡
+×−++×−++×−−++×−−−
++×−−−−+×++−+××−+
×+−+××−−+×−+××−−−
++××−−
−−+×++++−
=+
iAJiMCSD
iAiAiAiAiAiAiAiAiAiA
e
MIpzxees
iAJriMCSDriMCSDrpiMCSDrp
iMCSDrpzMIzxeeqr
MIzxeetrpMIxeewrp
eeyrpzMIrpzxe
i
n
vnv
vnv
vnvvnv
nvvv
γ
γ
γγ
γ
γγ
(6)
onde r e s são os percentuais de descontratação e recontratação, respectivamente,
no ano (i+4), A3(i+2), A5(i), MCSD(i+5) e AJ(i+5) são leilões do tipo A-3, A-5, MCSD
e Ajuste que serão comprados no ano (i+5).
As seguintes restrições devem ser satisfeitas no ano (i+5):
() ( )
()()(
()
()
)
() ()()
()
()
() ()()
,55
99
1
5010
7)
;0510 6)
;55
100
5010 5)
;0510 4)
;0401 3)
;10 2)
;0400 1)
5
5
4
4
4
44
+−+≤+≤⇒==
=+⇒≠≠
+−+×
−
≤+≤⇒==
=+⇒≠≠
+×≤×+++−+×−
≤≤
≤≤
iAJieiAJ e sSe r
iAJ ou sSe r
iMCSDie
per
per
iMCSD e sSe r
iMCSD ou sSe r
MIe,MIpγzxees
s
, r
vnvnv
onde per
5
é o percentual máximo admitido para a aquisição de energia no ano (i+5),
no leilão MCSD.
Os percentuais per
i
, i=1,2,...,5, são definidos pela sensibilidade dos
analistas dos distribuidores, fazendo parte da estratégia da compra de energia. A
escolha de um per baixo, implica na redução da compra do leilão MCSD, uma vez
que o percentual é aplicado sobre o total da energia contratada para o ano. Caso o
analista da distribuidora julgue que existirá, no futuro, energia neste leilão, poderá
optar por um per alto, fazendo com que o algoritmo disponha desta energia para
compra.
Descrição do Problema 42
2.2 Restrições do Problema
Nesta seção, uma descrição detalhada é apresentada sobre as restrições a
que estão sujeitas as variáveis do problema.
As restrições impostas no modelo, limitam as quantidades de energia que
podem ser adquiridas em cada tipo de leilão bem como estipulam limites para os
percentuais de descontratação e recontratação.
De acordo com o descrito na formulação do problema, onde as restrições
foram elencadas de 1 a 7 para cada ano de contratação, as restrições do tipo 1
garantem que o percentual de descontratação, permitido pelo Artigo 29, se
mantenha entre os limites inferior de 0% e superior de 4%. Assim as variáveis x, z,
γ
, p e r estão compreendidas no intervalo entre 0 e 0,04.
Art. 29. Os CCEAR decorrentes dos leilões de energia elétrica proveniente de
empreendimentos existentes deverão prever a possibilidade de redução dos montantes
contratados, a critério exclusivo do agente de distribuição, em razão:
II – de outras variações de mercado, hipótese na qual poderá haver, cm cada ano, redução
de até quatro por cento do montante inicial contratado, independentemente do prazo de
vigência contratual, do inicio do suprimento e dos montantes efetivamente reduzidos nos
anos anteriores;
As variáveis, x, z,
γ
, p e r estarão compreendidas entre 0 e 0,04.
As restrições do tipo 2 fazem com que as variáveis y, w, t, q e s que
determinam a recontratação do montante de reposição obrigatório seja sempre
positivo e não ultrapasse 100%. O Decreto 5.163 permite que seja recontratado até
105%, no entanto não garante que as declarações acima de 100% sejam atendidas,
gerando um risco à estratégia das concessionárias. Nesta modelagem, optou-se por
limitar a recontratação a 100%.
“Art. 24. A partir de 2009, nos leilões de energia proveniente de empreendimentos
existentes, cada agente de distribuição poderá contratar energia elétrica correspondente ao
seu montante de reposição.
§ 1o Para os fins deste Decreto, entende-se por montante de reposição a quantidade de
energia elétrica objeto de contratos que forem extintos, ou tiverem previsão de redução da
quantidade contratada, no ano dos leilões de que trata o caput, subtraídas as reduções
referidas no art. 29.”
(Redação dada pelo Decreto nº 5.911 de 27.09.2006)
§ 2º O agente de distribuição poderá, havendo disponibilidade no SIN, contratar até cinco
por cento acima do montante de reposição referido no caput.
§ 3º No caso do montante de energia ofertado nos leilões de que trata o caput ser inferior à
necessidade declarada pelos agentes de distribuição para o respectivo leilão, será
Descrição do Problema 43
priorizada a contratação de até cem por cento do montante de reposição de que trata este
artigo.
§ 4º Atendida a prioridade de que trata o § 3º , o excedente de energia será rateado
proporcionalmente entre os agentes de distribuição de acordo com a necessidade
declarada na forma do Art. 18.”
As restrições do tipo 3 fazem com que as energias recontratadas em cada
ano sejam sempre superiores ao limite inferior de recontratação definido no Artigo
40. Caso a contratação seja menor que o limite inferior de recontratação existirá a
penalização no repasse das tarifas aos consumidores finais.
“Art. 40. O repasse às tarifas dos consumidores finais dos custos de aquisição de energia
elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração será limitado ao Valor de
Referência da Energia Existente - VRE, caso a contratação resultante de leilões de compra
de energia proveniente de empreendimentos existentes seja menor que o limite inferior de
recontratação.
§ 1º Entende-se por limite inferior de recontratação o valor positivo resultante da seguinte
equação:
LI = MR - 4% MI
onde:
LI é o limite inferior de contratação;
MR é o montante de reposição referido no Art. 24; e
MI é o montante inicial de energia elétrica dos CCEAR considerado para a apuração do
MR.”
Segundo o Artigo 40, a energia recontratada no ano (i+1) deverá ser maior
que o Limite Inferior (LI). Para a modelagem, LI, MR e MI são definidos por:
[7] Limite inferior de recontratação
(
)
;%4 MIMRLI
−
=
(7)
[8] Montante de reposição
(
)
;MR
00
nv
ee
+
=
(8)
[9] Montante original associado ao MR
(
)
.
0
von
MIeMI
+
=
(9)
Desta forma,
[10] Restrição do MR
(
)
(
)
(
)
.04,0
000000
vnnvnv
MIeeeeey
+
×
−
+
≥+×
(10)
As restrições do tipo 4 garantem que se houver devolução em determinado
ano ou ainda se não ocorrer a recontratação integral do montante de reposição, o
MCSD no mesmo ano será zero, pois foi convencionado que este mecanismo será
utilizado como último recurso de contratação.
Descrição do Problema 44
A fim de implementar as restrições do tipo 4, optou-se por penalizar o preço
do MCSD (pMCSD), tornando-o caro o suficiente para que o algoritmo minimize sua
compra.
Nas restrições do tipo 5, é adotado um limitador para o MCSD, como um
percentual de toda a energia contratada naquele ano. Esta restrição não é
determinada pela legislação vigente, no entanto o limitador é importante uma vez
que o MCSD possui um grau de incerteza significativo, referente à sua existência
em determinado ano. Caso o mercado se comporte abaixo das previsões, ocorrerá a
sobrecontratação, e os agentes disponibilizarão a energia excedente neste
mecanismo. Contudo, se a situação for inversa, não haverá a oferta neste produto,
impedindo sua compra.
As restrições do tipo 6 garantem que se houver devolução de energia ou a
recontratação não seja integral, o mecanismo de ajuste será zero. De forma análoga
à restrição do tipo 4, optou-se por penalizar o preço do Ajuste (pAJ), tornando-o caro
o suficiente para que o algoritmo minimize sua compra.
As restrições do tipo 7 limitam o ajuste a no máximo 1% da carga total
contratada, conforme estabelece o Artigo 26 § 1º.
“Art. 26. A Aneel promoverá, direta ou indiretamente, leilões específicos para contratações
de ajuste pelos agentes de distribuição, com prazo de suprimento de até dois anos, para
fins de possibilitar a complementação, pelos referidos agentes, do montante de energia
elétrica necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
§ 1º O montante total de energia contratado em leilões de ajuste não poderá exceder a um
por cento da carga total contratada de cada agente de distribuição, exceto nos anos de
2008 e 2009, quando este limite de contratação será de cinco por cento.”
Além das restrições de 1 a 7, deve-se assegurar que os produtos objetos
dos leilões A-3 estejam entre os limites impostos no Artigo 36.
“Art. 36 II - nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos
empreendimentos realizados no ano “A - 3”, observado o disposto no art. 40:
a) repasse do VR durante os três primeiros anos de entrega da energia elétrica adquirida,
limitado ao montante correspondente a dois por cento da carga do agente de distribuição
comprador verificada no ano “A – 5.”
Desta forma, são necessárias as seguintes restrições:
Descrição do Problema 45
[11] Restrição A3(i)
(
)
(
)
,202,0A3 0 −×≤≤ iei
(11)
(
)
(
)
,102,01A3 0
−
×
≤
+
≤
iei
(12)
(
)
(
)
,02,02A3 0 iei
×
≤
+
≤
(13)
[12] Restrição A3(i+1)
[13] Restrição A3(i+2)
onde e(i-2), e(i-1) e e(i) são os montantes de energia que foram contratados nos
anos anteriores.
Deve-se garantir ainda, que a energia contratada em qualquer ano esteja
entre os limites do mercado otimista (Mot) e o mercado pessimista (Mpe):
[14] Limites do mercado pessimista e otimista
()
(
)
(
)
.5,4,3,2,1 .
=
+
≤
+
≤+ jjiMotjiejiMpe
(14)
Os valores do mercado otimista e do mercado pessimista são calculados
pelos distribuidores, com base em premissas e indicadores macroeconômicos. Para
a obtenção desses dados, são consultados órgãos oficiais, como por exemplo, a
Empresa de Planejamento Energético – EPE, e órgãos setoriais como o Instituto
Paranaense de Desenvolvimento Econômico e Social – IPARDES. De posse desses
indicadores, os distribuidores calculam a demanda prevista das diversas classes de
consumo, estabelecendo os índices de elasticidades em relação aos indicadores
macroeconômicos.
Para este trabalho, as previsões dos mercados otimista e pessimista entram
na formulação como dados conhecidos. Não faz parte do objetivo, determinar esses
valores.
2.3 Penalidades
De acordo com as regras estabelecidas no Decreto 5.163, os distribuidores
estão sujeitos a penalidades, quando a energia contratada para o ano corrente
diverge da demanda requisitada pelos seus consumidores, causando a sobre ou a
subcontratação. O Decreto 5.163, em seu artigo 38, determina que no caso de
sobrecontratação, é admitido que 3% do total da energia contratada em excesso,
seja repassado às tarifas dos consumidores finais, sem qualquer penalização para
os distribuidores.
Descrição do Problema 46
“Art. 38. No repasse dos custos de aquisição de energia elétrica de que tratam os
arts. 36 e 37 às tarifas dos consumidores finais, a Aneel deverá considerar até cento
e três por cento do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga
anual de fornecimento do agente de distribuição.
”
Para a energia contratada em excesso, acima do limite de 3%, haverá o
risco financeiro do mercado de curto prazo, uma vez que a diferença entre o total de
energia contratada e o mercado demandado pelos consumidores, verificado
mensalmente na CCEE, é vendido ao preço PLD no mercado de curto prazo. Assim,
caso o preço PLD seja superior ao preço médio contratado Pmix, a concessionária
aufere lucro, e em situação contrária, assume o prejuízo, conforme a seguinte
equação:
[15] Penalidade por sobrecontratação
() ()()()()
,031
5
1
∑
=
+−+×+×−+=
j
jiPLDjiPmixjiMer,jiePsobre
()
)
(15)
onde Mer (i+j) é o mercado realizado no ano j.
Na hipótese de subcontratação, a energia faltante para atender a demanda
dos consumidores é automaticamente comprada no mercado de curto prazo, pelo
preço PLD. Segundo o Artigo 42 do Decreto 5.163, o repasse do custo desta
compra se dará pelo menor valor entre o preço PLD e o valor de referência VR,
calculado pela Aneel. Nesta situação, os distribuidores contabilizarão o prejuízo
financeiro se o preço PLD pago pela energia for superior ao valor de referência VR,
que será utilizado para repassar o custo para as tarifas. De outra forma, se o PLD
estiver com seu preço menor ou igual ao valor de referência VR, não haverá
prejuízo, pois o repasse será efetuado pelo mesmo valor pago pela energia.
“Art. 42. Na hipótese de o agente de distribuição não atender a obrigação de contratar a
totalidade de sua carga, a energia elétrica adquirida no mercado de curto prazo da CCEE
será repassada às tarifas dos consumidores finais ao menor valor entre o Preço de
Liquidação de Diferenças - PLD e o VR, sem prejuízo da aplicação do disposto no art. 3 º.”
Desta forma, o custo financeiro da subcontratação é definido por:
()()()(()
.min__
5
1
∑
=
−×+−+=
j
PLD,VRPLDjiejiMersubfinCusto
(16)
[16] Custo financeiro da subcontratação
Entretanto, independente se o resultado financeiro da subcontratação for
nulo, no melhor dos casos, ou negativo na pior situação, haverá a aplicação de uma
Descrição do Problema 47
penalidade adicional, calculada sobre cada MWh não contratado, conforme prevê o
Artigo 3º do Decreto 5163.
“Art. 3º As obrigações de que tratam os incisos do caput do art. 2º serão aferidas
mensalmente pela CCEE e, no caso de seu descumprimento, os agentes ficarão sujeitos à
aplicação de penalidades, conforme o previsto na convenção, nas regras e nos
procedimentos de comercialização.
§ 1º A aferição de que trata o caput será realizada a partir da data de publicação deste
Decreto, considerando, no caso da energia, o consumo medido e os montantes
contratados nos últimos doze meses.”
A penalidade tem por objetivo forçar as concessionárias a se manterem
sempre com cobertura contratual igual ou superior a 100%. O cálculo é feito de
acordo com as regras de comercialização CCEE, na seção Penalidades, versão
2008, aprovadas pela Resolução Normativa Aneel nº 293, de 4 de Dezembro de
2007.
“4.3.1 Os Agentes de Distribuição deverão garantir, a partir de 1º de janeiro de 2005, o
atendimento a cem por cento de seus mercados, por geração própria e/ou por intermédio
de contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e
aprovados, homologados ou registrados pela Aneel, ou ainda, com os resultados obtidos
nas trocas do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits Ex-Post.
4.3.2 Para os todos os meses do ano corrente, exceto Janeiro, a Superintendência da
CCEE aferirá e comunicará mensalmente os níveis de insuficiência de Cobertura de
Consumo, que não serão objeto de aplicação de penalidades durante o referido ano.
...
4.3.4 A partir de 1º de janeiro de 2006, a insuficiência de contratação de energia elétrica de
que trata o inciso II (Distribuidores) do § 3º do art. 3º do Decreto nº 5.163, de 2004, será
apurada mensalmente com base na média dos doze meses precedentes ao mês de
apuração dos consumos medidos referenciados ao centro de gravidade do Submercado do
Agente de distribuição e dos montantes contratados em qualquer Submercado Será
considerada insuficiência de Lastro de Cobertura de Consumo o valor apurado inferior a
100% (cem por cento) na Contabilização de Janeiro de cada Ano de Apuração, quando o
período de doze meses precedentes se refere ao Ano civil anterior.”
Desta forma, de acordo com as regras da Aneel e da CCEE, o custo da
penalidade por subcontratação é definida como:
()()()((
.max__
5
1
∑
=
×+−+=
j
PLD,VRjiejiMersubpenCusto
))
(17)
[17] Custo da penalidade por subcontratação
Ao somar o custo da subcontratação (16) com o custo da respectiva
penalidade (17), obtém-se o custo da penalidade total, modelada neste trabalho
como:
Descrição do Problema 48
()()( ) ()()()
.maxmin
5
1
∑
=
+−×+−+=
j
PLD,VRPLD,VRPLDjiejiMerPsub
(18)
[18] Penalidade por subcontratação
2.4 Função Objetivo
Na previsão de compra de energia elétrica, com o horizonte de cinco anos,
deseja-se minimizar a soma dos custos de contratação da energia mais os custos
relativos às penalidades de sobre e subcontratação.
Devido à incerteza na demanda futura, no horizonte de cinco anos, adotam-
se ambas as penalidades no cálculo dos custos totais. Isto só faz sentido se o
mercado realizado estiver contido entre os mercados otimistas e pessimista, o que é
garantido pelas restrições (14).
Desta forma, a função objetivo a ser minimizada é definida por:
[19] Função objetivo
(
)
(
)
,PsubPsobrecustosJ
+
×
+
×=
β
α
(19)
onde
()
() ()( ) () ()()
()()( ) ()()()
,maxmin
,031
,
5
1
5
1
5
1
∑
∑
∑
=
=
=
+−×+−+=
+−+×+×−+=
×+=
j
j
j
PLD,VRPLD,VRPLDjiejiMotPsub
jiPLDjiPmixjiMpe,jiePsobre
preçosjie custos
e
α
e
β
representam os fatores de ponderação relacionados com a aversão ao
risco.
Ao minimizar a função objetivo, serão encontrados os montantes de energia
que correspondem à menor exposição ao risco financeiro, derivado da possibilidade
de sobre e subcontratação, levando-se em consideração o menor custo de
contratação da energia.
Na formulação da função objetivo são utilizados os códigos x
1
a x
24
, que
representam as variáveis do problema, conforme apresentado na Tabela 4.
Descrição do Problema 49
Tabela 4: Código das variáveis.
Código Variável Descrição Código Variável Descrição
x
1
x
x
16
A
J
(
i
+1)
x
2
z
x
17
A
J
(
i
+2)
x
3
x
18
A
J
(
i
+3)
x
4
p
x
19
A
J
(
i
+4)
x
5
r
x
20
A
J
(
i
+5)
x
6
y
x
21
A
3
(
i
+3)
x
7
w
x
22
A
3
(
i
+4)
x
8
t
x
23
A
3
(
i
+5)
x
9
q
x
10
s
x
11
MCSD
(
i
+1)
x
12
MCSD
(
i
+2)
x
13
MCSD
(
i
+3)
x
14
MCSD
(
i
+4)
x
15
MCSD
(
i
+5)
Montante de energia proveniente do
leilão MCSD.
x
24
% de descontratação do Montante
Original de CCEAR (
MI
),
proveniente de energia existente.
Montante de energia proveniente do
leilão de Ajuste.
% de recontratação dos contratos
que se encerram e que devem ser
recontratados nos leilões A-1(MR).
Montante de energia proveniente do
leilão A-3.
A5
(
i
+5)
Montante de energia proveniente do
leilão A-5.
γ
Em resumo, o problema de otimização a ser resolvido neste trabalho pode
ser escrito como:
[20] Minimização da função objetivo
,
2421
,...,,
JMin
xxx
(20)
sujeito aos cinco grupos de restrições do tipo 1 a 7, definidas na subseção 2.1, e às
restrições (11) a (14).
Computação Evolutiva 50
3 COMPUTAÇÃO EVOLUTIVA
Conforme Pohlheim [22], nos últimos quarenta anos, vários pesquisadores
vêm se dedicando ao estudo de técnicas evolutivas para a solução de problemas
complexos, que são de difícil solução por métodos determinístico. São exemplos, os
problemas de otimização que apresentam convergência lenta, cujas funções são
descontínuas e com muitos mínimos locais, onde o mínimo global dificilmente é
encontrado, fazendo com que o custo computacional se torne elevado [23]. São
exemplos à função de Rosenbrock e a função Rastrigin.
A computação evolutiva, conforme mostrado na Figura 5, é uma área de
pesquisa da Inteligência Computacional, que propõe um paradigma de solução de
problemas, para aplicações em busca e otimização.
Computação
E
volutiva
Computação
Natura
l
Sistemas
Nebulosos
Vida Artificial
Estratégias
Evolutivas
Redes Neurais
Geometria
Fractal
Teoria do Caos
Inteligência
Computacional
Sistemas
Complexos
Programação
Evolutiva
Algorítmos
Genéticos
Sistemas
Classificadores
Programação
Genética
Evolução
Di
f
erencia
l
Figura 5: Evolução da computação
Segundo Pohlheim [22], as técnicas da computação evolutiva (algoritmos
genéticos, programação evolutiva, estratégias evolutivas, sistemas classificadores,
programação genética e evolução diferencial) constituem diferentes ferramentas
para resolução dos problemas de otimização. No entanto possuem uma
característica em comum: todas são inspiradas no princípio da evolução natural.
A computação evolutiva baseia-se em métodos de busca estocástica
inspiradas na evolução natural biológica. Os algoritmos evolucionários operam sobre
uma população de soluções potenciais, onde o princípio da sobrevivência faz com
que as melhores sobrevivam produzindo a cada geração melhores indivíduos.
Na configuração dos algoritmos evolutivos são considerados os mesmos
Computação Evolutiva 51
condicionantes encontrados na evolução natural, tais como a seleção,
recombinação e mutação.
O procedimento utilizado pela computação evolutiva consiste então em
estruturar o problema a ser otimizado sob a forma de uma função objetivo, onde as
soluções candidatas são codificadas. Em seguida, são definidos os operadores
evolucionários e as especificidades (restrições) do problema, para que então seja
aplicado o ciclo evolutivo, resultando em um conjunto de
soluções ótimas, de acordo
com o apresentado na Figura 6.
Figura 6: Ciclo evolucionário .
(Pohlheim, 2005)
Segundo Fauzi [24], os principais paradigmas da computação evolutiva,
encontrados na literatura são: i) Holland, que desenvolveu nos EUA os Algoritmos
Genéticos em 1975; ii) Fogel, que estudou a programação evolutiva em 1960; iii)
Rechenberg, que estudou em 1973 na Alemanha as estratégias evolutivas; iv) Post,
que em 1943 desenvolveu os sistemas classificadores; v) Koza, que desenvolveu a
programação genética em 1992; e vi) Storn e Price, que desenvolveram a evolução
diferencial em 1995.
Os algoritmos genéticos, segundo Fauzi [24], são configurados pela
geração de uma população inicial. Em seguida, são aplicados a esta população os
operadores de cruzamento, reprodução e mutação. A partir da população inicial,
pela avaliação da função objetivo, é feito o aprimoramento da população.
Posteriormente, descarta-se a população original e repete-se o ciclo, este
denominado de geração.
Na programação evolutiva, apesar de semelhante aos algoritmos genéticos,
enfatiza-se o relacionamento comportamental entre os progenitores e sua
Computação Evolutiva 52
descendência. A programação evolutiva diferencia-se dos algoritmos genéticos [24]
por não empregar o cruzamento, usando somente a operação de mutação e seleção
por torneio. Cada indivíduo gera um único descendente através de mutação, e, na
seqüência, a melhor metade da população ascendente e a melhor metade da
população descendente são reunidas para formar a nova geração [25].
Segundo Oliveira [25], a idéia básica das estratégias evolutivas é efetuar
alterações randômicas nos parâmetros que definem a forma do objeto, baseadas na
idéia da seleção natural. Isto resultou na teoria da velocidade de convergência,
denominado
, um esquema de seleção e mutação, que opera em um único
indivíduo, gerando um único descendente por geração através da mutação
Gaussiana. Esta teoria evoluiu para o mecanismo
(
11+
)
(
)
1
+
µ
, no qual uma população
de
µ
indivíduos se recombina de maneira randômica para formar um descendente,
que após sofrer mutação, substitui o pior elemento da população. Este conceito
permitiu o desenvolvimento do algoritmo para as abordagens soma
()
λ
µ
+
e vírgula
()
λ
µ
,
.
Os sistemas classificadores [24] têm como característica perceber,
classificar e reagir ao ambiente. Utilizam a abordagem dos Animat’s (animal + robot)
e são compostos por ambiente, receptores, efectores e o sistema em si, que utilizam
regras do tipo: se <condição> então <ação> (idéia de sistemas de caixa preta).
A programação genética tem como fundamento a idéia de ensinar os
computadores a se programar, partindo de especificações de comportamento.
Segundo Koza 1992, citado em Pozo [26], o computador deve ser capaz de induzir
um programa que as satisfaça, ou seja, aprender por indução (criar – testar –
modificar). Os programas são representados como uma estrutura em árvore, e
utilizam como operador principal, o cruzamento.
A evolução diferencial teve origem durante as tentativas de resolução do
problema de ajuste polinomial de Chebychev. O conceito básico da evolução
diferencial é a de adicionar a diferença ponderada vetorial, entre dois indivíduos
escolhidos aleatoriamente na população, a um terceiro, chamado de vetor
modificado. Esta técnica tem como característica a fácil implementação, rápida
convergência e robustez [25].
Os algoritmos evolutivos possuem significativas diferenças em relação aos
métodos tradicionais de otimização. Em primeiro lugar, buscam soluções em uma
Computação Evolutiva 53
população de pontos e não apenas em um único ponto por iteração. Em segundo
lugar, os algoritmos evolutivos não requerem informações de derivadas ou qualquer
outro conhecimento adicional, pois basta conhecer a função objetivo e seu
correspondente valor para determinar a direção de busca.
Os algoritmos evolutivos são especialmente importantes [22] em problemas
onde não existe uma única solução como, por exemplo, soluções Pareto ótimo ou
em problemas com múltiplos objetivos, pois identificam as alternativas de soluções
simultâneas.
Para a solução do problema de otimização proposto neste trabalho, duas
técnicas de computação evolutiva foram escolhidas: os algoritmos genéticos e a
evolução diferencial. Estas são detalhadas nas próximas seções.
Computação Evolutiva 54
3.1 Algoritmos Genéticos
Para a configuração dos parâmetros de controle de um algoritmo genético,
deve-se determinar o tamanho da população inicial, a probabilidade de cruzamento,
a probabilidade de mutação e o critério de parada da otimização.
A população inicial é o conjunto de indivíduos que são cotados como uma
solução e são usados para gerar o novo conjunto de indivíduos [27]. O tamanho da
população afeta o desempenho global e a eficiência dos algoritmos genéticos. As
populações pequenas têm maiores chances de perder a diversidade necessária
para convergir para uma boa solução, pois fornecem uma pequena cobertura do
espaço de busca do problema. Entretanto, se a população possuir muitos
indivíduos, o algoritmo pode perder parte de sua eficiência pela demora em avaliar a
função de aptidão da população completa a cada geração [27].
O tamanho da população pode variar entre problemas, embora exista um
certo consenso quanto ao número médio de indivíduos que são geralmente
utilizados nos algoritmos genéticos. Considera-se que 30 elementos formam uma
população pequena, 100 elementos uma população grande e valores entre 70 e 100
são suficientes para a maioria dos problemas [28], [29].
Para que os algoritmos genéticos possam ser usados, é necessário que o
problema seja representado de forma adequada. Se o algoritmo for representado
sob a forma binária, cada atributo deve ser escrito por uma seqüência de bits onde o
indivíduo será a concatenação das seqüências de bits de todos os seus atributos. A
codificação usando o próprio alfabeto do atributo que se quer representar (letras,
códigos, números reais etc.) para representar um indivíduo também é muito utilizada
[27].
A função objetivo ou fitness será a responsável pela quantificação da
aptidão de cada indivíduo da população. Segundo Haupt e Randy [27], este é o
componente mais importante para o projeto de um algoritmo genético. É através
desta função que se mede quão próximo um indivíduo está da solução desejada
para o problema de otimização avaliado, ou quão boa é esta solução. É essencial
que esta função seja representativa e diferencie as soluções inapropriadas.
Os principais métodos e operadores utilizados nos algoritmos evolutivos
são:
Computação Evolutiva 55
1) Seleção.
A seleção determina quais indivíduos são escolhidos para serem
recombinados e quantos descendentes cada progenitor produz. O primeiro passo é
atribuir a cada indivíduo da população a aptidão, por um método de projeto.
Exemplos de métodos são: proporcional, ranqueamento ou ranqueamento multi-
objetivo [22].
O segundo passo é selecionar os indivíduos de acordo com o valor de suas
aptidões, por exemplo, por um dos seguintes métodos: roleta, estocástico, seleção
local, truncamento ou torneio [22].
Os métodos mais encontrados na literatura são o da seleção por roleta e
por torneio [22].
No método de seleção por roleta, conforme apresentado na Figura 7, cada
indivíduo da população é representado na roleta proporcionalmente ao seu índice de
aptidão. Assim, para indivíduos com alta aptidão é dada uma porção maior da roleta,
enquanto para os indivíduos de aptidão mais baixa, é dada uma porção
relativamente menor.
Figura 7: Método da seleção por roleta.
(Pozo,2007).
Para o método de seleção por torneio, um número n de indivíduos da
população são escolhidos aleatoriamente, formando uma população temporária, aos
quais são atribuídos uma probabilidade previamente definida.
Um problema comum na seleção dos indivíduos é a convergência
prematura decorrente do mal escalonamento da função objetivo. Ocorre quando um
indivíduo possui uma aptidão muito superior a da média da população. Neste caso,
o método de seleção atribuiu uma probabilidade maior a este indivíduo em
detrimento dos demais, fazendo com que seja sempre escolhido, transmitindo sua
Computação Evolutiva 56
característica genética e dominando a população em poucas gerações. Para
contornar esse problema, a escolha do método de seleção por ranqueamento indica
bons resultados conforme demonstrado em [30].
2) Recombinação.
A recombinação produz novos indivíduos, combinando as informações
contidas nos pais. Dependendo da representação das variáveis dos indivíduos, as
seguintes representações podem ser adotadas: recombinação inteira, recombinação
real e recombinação binária.
Quando as variáveis assumem a forma binária, é comum na literatura a
utilização do termo cruzamento para designar a recombinação, uma vez que
historicamente os algoritmos genéticos eram usados com variáveis binárias [23].
A idéia básica da recombinação é que sejam gerados novos indivíduos com
características dos seus pais. Segundo Haupt e Randy [27], esta mistura é realizada
tentando imitar (em um alto nível de abstração) a reprodução de genes em células.
Trechos das características de um indivíduo são trocados pelos trechos
equivalentes do outro. O resultado desta operação é um indivíduo que
potencialmente combine as melhores características dos indivíduos usados como
base. Alguns tipos de recombinação bastante utilizados são: a recombinação em um
ponto de corte e a recombinação em dois pontos de corte, estes representados na
Figura 8.
Na implementação do algoritmo genético, é definido a taxa de probabilidade
de ocorrência da recombinação, que define a quantos indivíduos da população a
recombinação será aplicada. Recomenda-se que a probabilidade de recombinação
seja de 0,9 para populações grandes (100 indivíduos) e 0,6 para populações
pequenas (30 indivíduos) [28], [29].
Computação Evolutiva 57
Figura 8: Recombinação em um ponto e dois pontos.
( Pozo, 2007).
3) Mutação
Após a recombinação, cada indivíduo descendente é submetido à mutação.
As variáveis são mutadas por pequenas perturbações, com baixa probabilidade. As
representações das variáveis determinam os operadores a serem utilizados:
mutação real ou binária, conforme apresentado na Figura 9.
Computação Evolutiva 58
Figura 9: Mutação simples.
(Pozo, 2007).
Segundo Tingsong et al. [32], ao atribuir uma baixa taxa de mutação para o
algoritmo genético, as mudanças serão lentas e ao contrário, ao se adotar uma taxa
muito alta os traços genéticos não são mantidos, levando a não convergência. Os
valores típicos de probabilidades de mutação encontrados na literatura variam entre
0,01 para populações pequenas (30 elementos) e 0,001 para populações grandes
(100 elementos) [28], [29].
4) Reinserção e Elitismo.
Após a produção dos descendentes, estes devem ser inseridos na
população. Pode ocorrer situações em que são produzidos menos descendentes do
que o tamanho original da população, ou o contrário. Pelo método da reinserção, é
determinado quais os indivíduos devem ser inseridos na nova população e quais
indivíduos da população devem ser substituídos pelos descendentes. Os mais
comuns algoritmos usados são: reinserção global, para toda população cujo seleção
foi realizada por roleta, estocástico, universal ou truncamento e reinserção local para
seleção local.
Quando a nova população é formada, a população anterior é inteiramente
descartada. Pode ocorrer, neste caso, que o melhor indivíduo seja eliminado ou
sofra mutação fazendo com que o algoritmo demore a encontrar as melhores
soluções. Como alternativa, Goldberg [31] sugere a adoção o critério elitista, onde o
pior indivíduo da geração é substituído pelo mais apto indivíduo da geração
anterior.
Computação Evolutiva 59
3.2 Evolução Diferencial
O algoritmo genético tradicional busca a otimização global baseado nos
mecanismos da evolução biológica, como a seleção, reprodução e mutação, sendo
indicado para complicados problemas de otimização não lineares. No entanto,
quando aplicado a problemas reais de Engenharia [32], [33], o algoritmo genético
tradicional apresenta algumas desvantagens, como o problema de convergência
prematura, apresentando como solução um ótimo local, e o problema da estagnação
durante o processo de evolução. A fim de contornar essas desvantagens, Storn e
Price [34] propuseram na década de 90 a técnica denominada de Evolução
Diferencial (ED).
Cheng e Wang [35] afirmam que o algoritmo de evolução diferencial
dificilmente torna-se preso em ótimos locais, pois busca a solução ótima global
manipulando uma população de soluções, ou seja, buscando simultaneamente a
solução em diferentes regiões do espaço de busca.
Segundo Oliveira [25], o mecanismo da evolução diferencial consiste na
geração de novos indivíduos, chamados de vetores modificados ou doadores. Isto
ocorre com a adição da diferença vetorial ponderada entre dois indivíduos aleatórios
da população a um terceiro indivíduo.
De forma análoga ao algoritmo genético, o procedimento de otimização é
iniciado com a geração de uma população inicial escolhida aleatoriamente,
geralmente com distribuição de probabilidade uniforme, contendo Np indivíduos,
denominados de vetores. Cada vetor contém n componentes, que representam as
variáveis do projeto. Em seguida, o operador de mutação gera novos indivíduos, os
vetores modificados, formados pela diferença ponderada entre dois indivíduos
aleatórios da população, somados a um terceiro. Na próxima fase, os vetores
modificados fazem o cruzamento com um vetor alvo (vetor escolhido
aleatoriamente), formando o vetor tentativa. O algoritmo então faz a seleção,
analisando se o custo da função objetivo do vetor tentativa é menor do que o valor
do vetor alvo. Em caso positivo, o vetor tentativa substitui o vetor alvo e será o vetor
alvo da próxima geração. O processo se repetirá até que algum critério de parada
seja atingido.
O algoritmo de evolução diferencial apresenta as etapas a seguir, para sua
resolução, a partir de uma população inicial construída aleatoriamente usando
Computação Evolutiva 60
distribuição uniforme.
1) Escolha dos vetores.
Entre os Np indivíduos da população, são escolhidos aleatoriamente três
vetores distintos:
.
qqq
XXX
γβα
, ,
2) Vetor diferença
q
V
Nesta fase, é feita a diferença vetorial ponderada entre os vetores
e a multiplicação pela constante
que controla a amplitude do vetor diferença, de
acordo com a fórmula a seguir:
q
q
XX
γ
β
,
p
F
[21] Vetor diferença
(
)
(
)
(
)
,
qq
p
q
XXFV
γβ
−=
(21)
3) Vetor modificado
()
1+q
V
O vetor modificado
(
)
1+q
V
é formado pela adição do vetor escolhido
aleatoriamente
ao vetor diferença , resultando na fórmula a seguir. Esta
operação é denominada de mutação, tal que:
q
X
α
q
V
[22] Operador mutação evolução diferencial
()
(
)
(
)
(
)
(
)
,
1 q
q
p
qq
XXFXV
γ
β
α
−+=
+
(22)
A Figura 10 ilustra a geração dos vetores modificados, no algoritmo de
evolução diferencial.
Computação Evolutiva 61
Figura 10: Evolução diferencial – geração de vetores modificados
(Arantes et al.)
4) Vetor alvo
q
s
X
O vetor alvo
é escolhido aleatoriamente, onde
q
s
X
{
Nps ,...,1
}
∈
e diferente
de
.
qqq
XXX
γβα
, ,
5) Vetor tentativa
)1( +q
U
O vetor tentativa
é formado pela mistura dos componentes do vetor
modificado
com o vetor alvo . Esta operação é denominada de
cruzamento onde os componentes
que formam o vetor tentativa são
escolhidos de acordo com a seguinte fórmula:
)1( +q
U
(
1+q
V
)
q
s
X
)1(
)(
+q
iu
[23] Gerador do vetor tentativa
()
()
{
Pciv
niPcix
q
i
q
i
q
s
iu
≤
=≥
+
+
=
rand se ,)(
,,...,1 ,rand se ,)(
1
1
)(
(23)
onde
é a componente do vetor modificado
(
)
1
)(
+q
iv
(
)
1+q
V
, é a componente do
vetor alvo
, rand
q
i
s
x )(
q
s
X
i
é um valor aleatório compreendido no intervalo [0,1] e Pc é a
Computação Evolutiva 62
probabilidade de cruzamento compreendida no intervalo [0, 1].
Neste caso, se a probabilidade de cruzamento Pc for igual a 1, todas as
componentes do vetor tentativa serão provenientes do vetor modificado. Caso a
probabilidade de cruzamento Pc seja igual a 0, todas as componentes do vetor
tentativa virão do vetor alvo.
6) Vetor alvo da geração seguinte
)1( +q
s
X
O último passo é determinar qual será o vetor alvo da geração seguinte
, operação esta, denominada de seleção. É realizada a comparação entre o
custo do vetor tentativa
)1( +q
s
X
(
)
)1( +q
Uf
e o custo do vetor alvo
(
)
q
s
Xf
, escolhendo-se o
de menor valor, de acordo com as fórmulas a seguir:
()
(
)
(
)
(
)
(
)
(
)
, então , Se
111 +++
=≤
qq
s
q
s
q
UXXfUf
(24)
(
)
(
)
(
)
(
)
(
)
. então , Se
11 q
s
q
s
q
s
q
XXXfUf =≥
++
(25)
[24] Seleção da ED - vetor tentativa for menor que vetor alvo
[25] Seleção da ED - vetor tentativa for maior vetor alvo
O algoritmo de evolução diferencial requer a configuração dos parâmetros
de execução, que constituem as estratégias de otimização. São referentes ao tipo
do vetor
a ser modificado, o número de vetores diferenciais e o tipo de
cruzamento a ser utilizado. Usualmente as estratégias da evolução diferencial são
escritas sob a forma: ED/a/b/c , onde a especifica o tipo do vetor a ser modificado,
podendo ser aleatório (rand) ou o melhor (best), b determina o número pares de
vetores diferenciais, podendo ser um ou mais, dependendo do número de vetores
da população, e c denota o tipo de cruzamento, exponencial (exp) ou binomial (bin).
q
X
α
q
q
XX
γ
β
e
A estratégia rand-to-best pode ser selecionada quando o número de vetores
diferenciais é igual ou superior a dois, uma vez que neste caso, o primeiro par de
vetores diferenciais segue a estratégia rand, e o segundo par, a estratégia best. A
tabela 5 apresenta o resumo das estratégias propostas.
Computação Evolutiva 63
Tabela 5: Estratégias da ED.
Nº Notação
1
ED/best/
1
/exp
2
ED/rand/
1
/exp
3
ED/rand-to-best/
2
/exp
4
ED/best/
2
/exp
5
ED/rand/
2
/exp
6
ED/best/
1
/bin
7
ED/rand/
1
/bin
8
ED/rand-to-best/
2
/bin
9
ED/best/
2
/bin
10
ED/rand/
2
/bin
Resultados 64
4 RESULTADOS
Nesta seção, são apresentados os resultados obtidos para o problema de
minimização do custo da energia e do custo da penalização por sobre e
subcontratação, que tem por objetivo determinar a melhor estratégia de compra de
energia nos leilões públicos. São utilizadas duas técnicas na resolução do problema:
a técnica de algoritmos genéticos e de evolução diferencial, aplicadas a dois
cenários distintos. No primeiro cenário, fez-se a suposição de que o preço PLD é
alto, e no segundo o preço PLD é baixo.
Os dados usados nos algoritmos, tanto das energias como dos preços, são
baseados em valores observados em uma distribuidora de grande porte.
4.1 Dados
Os dados dos contratos vigentes e os preços das energias existentes e
futuras, juntamente com a previsão de mercado, são apresentados a seguir. Estes
dados são usados nos algoritmos propostos, para a solução do problema.
4.1.1 Montante de energia contratada nos leilões de energia velha e nova.
Os montantes de energia dos contratos provenientes de leilões de energia
existentes e
velha
, são dados conforme a Tabela 6.
Tabela 6: Energia dos contratos existentes provenientes de e
velha
.
Tipo
Contratos que não encerram
no horizonte de cinco anos
Período - (i +1) (i +2) (i +3) (i +4) (i +5)
Energia Existente - e
velha
e
v
e
v0
e
v1
e
v2
e
v3
e
v4
Mw médio 2010 20 50 20 80 20
Contratos que se encerram e devem ser
recontratados no leilão A-1(MR)
Para a energia proveniente de leilões de energia nova e
nova
, os montantes
em MWmédios são descritos na Tabela 7.
Tabela 7: Energia dos contratos existentes provenientes de e
nova.
Tipo
Contratos que não encerram
no horizonte de cinco anos
Período - (i +1) (i +2) (i +3) (i +4) (i +5)
Energia Nova - e
nova
e
n
e
n0
e
n1
e
n2
e
n3
e
n4
Mwmédio 60 5040302030
Contratos que se encerram e devem ser
recontratados no leilão A-1(MR)
Os montantes de energia dos contratos originais (CCEAR) de energia velha
Resultados 65
MI, são destinados ao cálculo da descontratação de 4%, de acordo com a Tabela 8.
Tabela 8: Energia dos contratos originais de CCEAR.
Tipo
Contratos que não encerram
no horizonte de cinco anos
Per ío do - (i +1) (i +2) (i +3) (i +4) (i +5)
Montante Original CCEAR - MI MI
V
MI
v0
MI
v1
MI
v2
MI
v3
MI
v4
Mw médio 2010 20 50 20 80 20
Contratos que se encerram e devem ser
recontratados no leilão A-1(MR)
A energia dos contratos resultantes dos leilões de energia nova A-3
realizados nos anos (i-2) e (i-1), cujo início de suprimento se dará nos anos (i+1) e
(i+2), são apresentados na Tabela 9.
Tabela 9: Energia dos leilões A-3.
Período (i +1) (i +2)
Leilão A-3 A 3(i- 2)A3(i- 1)
Mw médio 50 120
Os montantes de energia dos contratos resultantes dos leilões de energia
nova A-5 realizados nos anos (i-4), (i-3), (i-2) e (i-1) cujo início de suprimento se
dará nos anos (i+1), (i+2), (i+3) e (i+4), são dados na Tabela 10.
Tabela 10: Energia dos Leilões A-5.
Per ío do (i +1) (i +2) (i +3) (i +4)
Leilão A-5 A5(i-4) A5(i- 3) A5(i- 2) A5(i- 1)
Mw médio 60 170 360 540
4.1.2 Carga para limite de A-3.
A carga em MWmédio, demandada pelos consumidores nos anos (i-2), (i-1)
e (i), é usada para calcular o limite de contratação dos leilões A-3, conforme as
inequações (11) a (13). Seus valores podem ser vistos na Tabela 11.
Tabela 11: Carga para limite de A-3.
Período
(i
-2)
(i
-1)
i
Carga
e(i
-2)
e(i
-1)
e(i)
Mwmédio 2400 2500 2600
Resultados 66
4.1.3 Preços da energia contratada nos leilões de energia velha e nova.
Os preços em R$/MWh foram estimados com base nos preços médios
obtidos junto a uma distribuidora de grande porte, a fim de manter uma coerência
com mercado real.
Os preços para a energia existente, provenientes de contratos de energia
velha, são dados na Tabela 12.
Tabela 12: Preço da energia dos contratos existentes provenientes de e
velha
.
Tipo
Contratos que não encerram no
horizonte de cinco anos
Período
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
Energia Existente -
e
velha
e
v
e
v0
e
v1
e
v
2
e
v
3
e
v4
R$/MWh 50 50 50 70 80 78
Contratos que se encerram e devem ser recontratados no
leilão A-1(MR)
Para a energia proveniente de leilões de energia nova – e
nova
, os preços,
são vistos na Tabela 13.
Tabela 13: Preço da energia dos contratos existentes provenientes de e
nova
.
Tipo
Contratos que não encerram no
horizonte de cinco anos
Período
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
Energia Nova -
e
nova
e
n
e
n0
e
n1
e
n
2
e
n
3
e
n4
R$/MWh 115 115 118 119 118 118
Contratos que se encerram e devem ser recontratados no
leilão A-1(MR)
Nos leilões A-3, os preços praticados são conforme a Tabela 14 a seguir.
Tabela 14: Preço da energia dos leilões A-3.
Período
(i
+1)
(i
+2)
Leilão A-3
A
3(
i-
2
)A
3(
i-
1
)
R$/MWh 128 130
Para os leilões de energia nova A-5 realizados nos anos (i-4), (i-3), (i-2) e
(i-1), os preços são vistos na Tabela 15.
Tabela 15: Preço da energia dos Leilões A-5.
Período
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
Leilão A-5
A5(
i-4)
A5(
i-
3
)
A5(
i-
2
)
A5(
i-
1
)
R$/MWh 80 90 100 105
4.1.4 Previsão de mercado otimista e pessimista.
A previsão do mercado é feita pelos próprios distribuidores, baseada em
premissas do Comitê Nacional, que analisa dentre outros agregados
Resultados 67
macroeconômicos, o crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) nacional e regional,
níveis de emprego e renda e fatores sócio-econômicos de cada região. Com base
em informações coletadas sobre os distribuidores no Brasil, os valores adotados
para os mercados pessimista Mpe e otimista Mot, no horizonte de cinco anos, em
MWmédios, são dados na Tabela 16.
Tabela 16: Mercado otimista e pessimista.
Período
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
Mot
2960 3120 3280 3490 3660
Mpe
2370 2450 2520 2630 2700
4.1.5 Limite do MCSD
Conforme já descrito na subseção 2.1, o MCSD possui alta subjetividade
quanto à sua existência no futuro. Devido a este fato, adota-se um percentual
máximo da energia contratada no ano para este mecanismo, de 3%, conforme
apresentado na Tabela 17.
Tabela 17: Limite máximo do MCSD.
Período
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
per per
1
per
2
per
3
per
4
per
5
%
33333
4.1.6 Preços dos leilões futuros
Para o algoritmo calcular o custo das contratações futuras, são previstos os
preços das energias de cada tipo de leilão, de acordo com as expectativas colhidas
junto uma distribuidora.
Os preços dos leilões A-3 para os anos (i+3), (i+4) e (i+5) são dados na
Tabela 18.
Tabela 18: Preço do leilão A-3.
Período
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
Leilão A-3
A
3(
i) A
3(
i+
1
)A
3(
i+
2
)
R$/MWh 120 150 155
Para o Leilão do ano (i+5), o previsto é de R$/Mwh 110,00, conforme tabela
19.
Resultados 68
Tabela 19: Preço do leilão A-5.
Período
(i
+5)
Leilão A-5
A
5(
i)
R$/MWh 110
O Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) tem previsão
de preços de acordo com a Tabela 20.
Tabela 20: Preço do leilão MCSD.
Período
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
MCSD
MCSD
(
i+1) MCSD
(
i+2) MCSD
(
i+3) MCSD
(
i+4) MCSD
(
i+5)
R$/MWh 40 45 60 96 115
Para o leilão de ajuste, realizado em todos os anos, a previsão de preços é
dada na Tabela 21.
Tabela 21: Preço do leilão de Ajuste.
Período
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
Ajuste
AJ
(
i+
1
)AJ
(
i+
2
)AJ
(
i+
3
)AJ
(
i+
4
)AJ
(
i+
5
)
R$/MWh 110 115 160 170 175
O preço PLD, usado para calcular a penalidade por sobre e subcontratação
descrito na subseção 2.3, é previsto conforme apresentado na Tabela 22. Neste
trabalho são utilizados dois cenários de preços PLD.
O cálculo do preço PLD é feito pela CCEE, com a utilização dos sitemas
Newave e Decomp.
Segundo a CCEE, o Newave é um modelo de otimização para o
planejamento de médio prazo, até 5 anos, com discretização mensal e
representação a sistemas equivalentes. Seu objetivo é determinar a estratégia de
geração hidráulica e térmica em cada estágio que minimiza o valor esperado do
custo de operação para todo o período de planejamento. Um dos principais
resultados desse modelo são as funções de custo futuro, que traduzem para os
modelos de outras etapas (de curto prazo) o impacto da utilização da água
armazenada nos reservatórios. O Decomp é o modelo de otimização para o
horizonte de curto prazo, até 12 meses, que representa o primeiro mês em base
semanal, as vazões previstas, a aleatoriedade das vazões do restante do período
através de uma árvore de possibilidades (cenários de vazões) e o parque gerador
Resultados 69
individualizado (usinas hidráulicas e térmicas por subsistemas). Seu objetivo é
determinar o despacho de geração das usinas hidráulicas e térmicas que minimiza o
custo de operação ao longo do período de planejamento, dado o conjunto de
informações disponíveis (carga, vazões, disponibilidades, limites de transmissão
entre subsistemas, função de custo futuro do Newave). Os principais resultados
desse modelo são os despachos de geração por usina hidráulica e térmica de cada
submercado, e os custos marginais de operação para cada estágio por patamar de
carga.
Tendo em vista que não faz parte deste trabalho determinar os preços
futuros de PLD, foram adotados dois cenários de preços aleatórios, sendo um alto e
outro baixo, a fim de ilustrar as estratégias resultantes da modelagem do trabalho.
Tabela 22: Preço PLD.
Período
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
PLD
cenário 2 R$/Mwh
300 400 500 300 200
PLD
cenário 1 R$/Mwh
30 20 30 30 20
Os preços utilizados para valorar as energias recontratadas nos anos de
previsão são definidos de acordo com a Tabela 23. Estes preços são aplicados nos
leilões A-1(MR), que se destinam a recontratar as energias velhas e
v
e novas e
n
,
que se encerram em cada ano.
Tabela 23: Preço de recontratação.
Período
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
recontratação R$/Mwh 80 85 95 98 98
4.1.7 Preço médio dos contratos – Pmix.
Para o cálculo do valor referente a sobrecontratação se faz necessário o
conhecimento do custo médio de todos os contratos (Pmix) que compõem a energia
de cada ano da previsão. O Pmix é calculado pelo algoritmo, dividindo-se os custos
de contratação de cada ano pelos respectivos montantes contratados, não sendo
necessário à entrada manual deste dado.
4.1.8 Preço de referência –VR.
O preço VR utilizado para o cálculo do custo por subcontratação é dado pela
média ponderada do preço dos Leilões A-3 e A-5. Como estes leilões ainda não
Resultados 70
ocorreram, foi estabelecido para este trabalho que o VR será calculado com a
proporção de 40% para o leilão A-3 e 60% para o leilão A-5, uma vez que esta é
uma aproximação do que ocorre no setor elétrico nacional.
O preço VR é calculado, considerando-se os percentuais definidos e os
preços dos leilões.
Considerando-se os valores dos leilões A-3 e A-5 sugeridos neste trabalho,
o resultado para o preço VR é dado conforme apresentado na Tabela 24.
Tabela 24: Preço VR.
Período
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
VR
em R$/MWh
99 106 108 123 128
4.1.9 Fatores de ponderação.
Os fatores
α
e
β
são escolhidos iguais a 1, mantendo a mesma
ponderação para os custos e penalidades.
4.2 Configuração do Algoritmo Genético
4.2.1 Codificação das variáveis
Optou-se por representar as variáveis com números reais tendo em vista o
melhor desempenho em problemas de otimização de parâmetros com variáveis
sobre domínio contínuo, conforme ressalta Dias [21]. Neste caso não há a
necessidade da codificação e decodificação que poderia tornar mais lento o
processo de resolução.
4.2.2 Indivíduos
Cada indivíduo da população é representado por vinte e quatro posições,
indicando os percentuais de descontratação, recontratação e os montantes de
energia a serem contratados dos produtos MCSD, Ajuste, A-3 e A-5, conforme
apresentado na Tabela 4, na subseção 2.4
4.2.3 Tamanho da população
Depois de realizados testes com tamanhos de população diversos,
constatou-se que não houve mudanças significativas em relação ao tempo
Resultados 71
necessário para a convergência do algoritmo em populações maiores do que 80
indivíduos. Optou-se por adotar este número como o tamanho ideal da população
para a resolução do problema.
4.2.4 População inicial
Foi adotado o critério de geração aleatória da população inicial, para
garantir a confiabilidade estatística dos resultados.
4.2.5 Seleção
A seleção determina quais indivíduos são escolhidos para serem
recombinados. A escolha foi pelo método de ranqueamento, uma vez que
demonstrou melhor desempenho em testes realizados.
4.2.6 Elitismo
Quando a nova população é formada, a população anterior é inteiramente
descartada. Pode ocorrer neste caso que o melhor indivíduo seja eliminado ou sofra
mutação fazendo com que o algoritmo demore em encontrar as melhores soluções.
Como alternativa, Goldberg [31] sugere a adoção do critério elitista, onde o pior
indivíduo da geração é substituído pelo mais apto indivíduo da geração anterior. Foi
adotado o fator de elitismo igual a 1, ou seja, o melhor indivíduo da geração anterior
é mantido.
4.2.7 Recombinação
Na recombinação, são criados novos indivíduos com características dos
seus pais. Os trechos das características de um indivíduo são trocados pelo trecho
equivalentes do outro. O resultado desta operação é um indivíduo que
potencialmente combine as melhores características dos indivíduos usados como
base. Na implementação do algoritmo genético, depois de realizados testes, foi
adotada a estratégia de cruzamento por um ponto de corte.
4.2.8 Mutação
Após a recombinação, cada novo indivíduo é submetido à mutação. As
variáveis são modificadas por pequenas perturbações, com baixa probabilidade, a
fim de ajudar a cobrir todo o espaço de busca, evitando a ocorrência de um mínimo
Resultados 72
local. A probabilidade adotada foi de 0,8, conforme testes realizados.
4.2.9 Critério de parada
O critério de parada é o número máximo de gerações admitidas pelo
algoritmo, que neste caso, é de 300 gerações. O número foi escolhido devido à
observação de experimentos com 1000 gerações, onde se constatou que 300
gerações são suficientes para a convergência dos resultados no problema proposto.
4.3 Configuração do Algoritmo de Evolução Diferencial
4.3.1
Tolerância máxima
A tolerância máxima admitida para a parada do algoritmo é de 0,000001,
conforme experimentos realizados por Storn e Price [34] e Mayer [33].
4.3.2 Parâmetros a serem otimizados
O número de parâmetros que o algoritmo deve otimizar é 24 (variáveis do
problema).
4.3.3 Tamanho da população
De forma análoga ao considerado no algoritmo genético, o tamanho da
população é de 80 indivíduos.
4.3.4 Número de gerações
O número de gerações consideradas no algoritmo de evolução diferencial é
de 300 gerações. Este número foi escolhido para manter a igualdade com os
critérios adotados no algoritmo genético.
4.3.5 Fator de escala
De acordo com Storn e Price [34] e Mayer [33], o valor de 0,4 para o fator
de escala apresenta resultados satisfatórios.
4.3.6 Probabilidade de cruzamento
É escolhido como probabilidade de cruzamento o valor de 0,8, mantendo o
Resultados 73
mesmo critério do algoritmo genético.
4.3.7 Estratégia de otimização
A estratégia de otimização escolhida é a de número 7, conforme visto na
Tabela 4, ou seja, DE/rand/1/bin. De acordo com [23], uma estratégia de otimização
pode funcionar adequadamente para um tipo de problema, mas não tão bem para
outro problema. A estratégia a ser adotada para um problema deve ser determinada
por tentativa e erro, entretanto, Storn e Price [34] e Mayer [33] sugerem esta
estratégia.
4.4 Cenários
O problema proposto é resolvido com a técnica de algoritmos genéticos e
de evolução diferencial. Para tanto são utilizados dois cenários de preços PLD, de
modo a ser possível evidenciar os efeitos que estas variáveis tem sobre o resultado
da função objetivo, demonstrando que os distribuidores podem adotar diferentes
estratégias de preços e mercado, conforme for conveniente.
O algoritmo genético foi implementado, com auxílio do Tool Box – AGTOOL
do programa computacional Matlab versão 7.1. A técnica de evolução diferencial foi
implementada no Matlab, utilizando o algoritmo proposto por Storn e Price [34].
No primeiro cenário, o preço PLD é alto, fazendo com que o custo da
sobrecontratação seja negativo, ou seja, beneficiando os distribuidores. Os valores
do PLD foram de R$/MWh 300, 400, 500, 300 e 200 para os anos (i+1), (i+2), (i+3),
(i+4) e (i+5) respectivamente.
No segundo cenário, o preço PLD é baixo. Neste caso o custo da
sobrecontratação deixa de ser interessante para os distribuidores, resultando em um
nível geral de contratação mais baixo. Os preços utilizados foram de R$/MWh 30,
20, 30, 30 e 20 para os anos (i+1), (i+2), (i+3), (i+4) e (i+5) respectivamente.
Para cada cenário, são executados 30 experimentos, escolhendo-se como
resultado, o de menor custo. Com isto, pretende-se melhorar a confiabilidade
estatística dos resultados
Os valores resultantes das simulações são expressos em R$ x MWmédio /
MWh, uma vez que os dados de entrada dos preços das energias estão na unidade
R$/MWh, e os dados de entrada dos montantes de energias, estão na unidade de
Resultados 74
MWmédio. Ao se multiplicar as duas unidades obtém-se R$ x MWmédio / MWh.
A unidade MWmédio é rotineiramente utilizada no setor elétrico para reduzir
o tamanho dos números relativos da energia (constante de escala), que de outra
forma teriam que ser expressos em milhões de MWh, principalmente quando se
tratam de valores anuais.
A relação entre MWmédio e MWh é dada por: 1 MWmédio = 8.760 x MWh.
A unidade MWmédio representa a energia média linear acumulada nas 24 horas do
dia, em 30,41 dias médios dos meses do ano, nos 12 meses do ano civil (24 x 30,41
x 12 = 8760). Assim, caso deseje-se que os valores finais do algoritmo sejam
representados em R$, basta multiplicá-los pela constante 8.760.
Nas subseções seguintes, são apresentados os resultados obtidos com a
utilização do algoritmo genético e do algoritmo de evolução diferencial, aplicados a
função objetivo do problema, nos dois cenários de preços PLD propostos.
Em cada caso são apresentadas, uma tabela contendo o resultado das 24
variáveis do problema, e uma tabela contendo os resultados da função objetivo, dos
custos de sobre e sub contratação e das energias contratadas e descontratadas
para cada ano da previsão, além de outras informações que comprovam o
atendimento das restrições do problema. É demonstrada também, uma figura com
os gráficos de contratação considerando os limites do mercado otimista e
pessimista, as energias recontratadas e devolvidas e a energias contratadas em
cada tipo de leilão.
Resultados 75
4.4.1 Algoritmo Genético – PLD Alto
Tabela 25: Solução com o algoritmo genético para o PLD alto.
x
1
0,0000
x
6
1,0000
x
11
39,4115
x
16
26,0435
x
21
0,0969
x
2
0,0393
x
7
0,9748
x
12
0,0004
x
17
0,0004
x
22
0,0036
x
3
0,0400
x
8
0,9619
x
13
0,0012
x
18
0,0026
x
23
21,2208
x
4
0,0400
x
9
0,9575
x
14
0,0009
x
19
0,0001
x
24
168,7350
x
5
0,0084
x
10
0,9919
x
15
0,0028
x
20
0,0024
Valores das Variáveis
Tabela 26: Resultados com o algoritmo genético para o PLD alto.
(i
+1)
(i
+2)
(i
+3)
(i
+4)
(i
+5)
Função objetivo em R$ 1.084.962,30
Custo total em R$ 1.089.658,44
Custo da sobrecontratação em R$ -611.225,08
Custo da Subcontratação em R$ 606.528,94
Energia Sobrecontratada em MWh 164,30 280,53 449,35
781,10 879,00
Energia Subcontratada em MWh 354,60 315,97 235,05
0,00 0,00
Preço MIX 59,79 64,62 68,65
74,94 77,07
Preço VR 99,20 106,00 108,00
123,00 128,00
Energia contratada em MWh 2.605,40 2.804,03 3.044,95
3.490,00 3.660,00
Mercado otimista em MWh 2.960,00 3.120,00 3.280,00
3.490,00 3.660,00
Mercado pessimista em MWh 2.370,00 2.450,00 2.520,00
2.630,00 2.700,00
Mercado pessimista em MWh 2.441,10 2.523,50 2.595,60
2.708,90 2.781,00
Limite máximo A3 em MWh 48,00 50,00
52,00
Energia contratada A3 em MWh 0,10 0,00
21,22
Energia contratada A5 em MWh 168,73
MI em MWh 70,00 90,00 50,00
100,00 50,00
LI em MWh 67,20 86,40 47,21
89,65 45,61
MR contratado em MWh 70,00 87,73 47,34
89,67 47,23
MR total recontratado em MWh 341,97
Percentual de recontratação em % 1,00 0,97 0,96
0,96 0,99
Energia devolvida em MWh 0,05 83,82 167,44
242,29 256,69
Energia total devolvida em MWh 750,28
Percentual de devolução em % 0,00 0,04 0,04
0,04 0,01
Limite máximo MCSD em MWh 79,36 86,72 94,17
107,94 113,20
Energia contratada MCSD em MWh 39,41 0,00 0,00
0,00 0,00
Limite máximo Ajuste em MWh 26,05 28,32 30,76
35,25 36,97
Energia contratada Ajuste em MWh 26,04 0,00 0,00
0,00 0,00
Cenário1
Resultados
Resultados 76
Figura 11: Algoritmo genético para o PLD alto.
1 2 3 4 5
2000
2500
3000
3500
4000
anos
MWh
Energia Contratada X Penalidade
Mercado Otimista
Mercado Pessimista
Energia Contratada
Limite sem Penalidade
0 50 100 150 200 250 300
1
2
3
4
5
MWh
Anos
Energia Recontratada e Devolvida
Recontratado
Devolvido
1 2 3 4 5
0
50
100
150
200
anos
MWh
Energia contratada de A5, A3,MR, Ajuste e MCSD
A5
A3
MR
MCSD
Ajuste
Resultados 77
4.4.2 Algoritmo Genético – PLD Baixo
Tabela 27: Solução com o algoritmo genético para o PLD baixo.
x
1
0,0000
x
6
0,9911
x
11
22,1370
x
16
0,0268
x
21
0,0029
x
2
0,0317
x
7
0,9602
x
12
0,0001
x
17
0,0001
x
22
0,0131
x
3
0,0400
x
8
0,9603
x
13
0,0000
x
18
0,0000
x
23
0,0025
x
4
0,0400
x
9
0,9581
x
14
0,0001
x
19
0,0000
x
24
0,0087
x
5
0,0000
x
10
0,9616
x
15
0,0000
x
20
0,0000
Valores das Variáveis
Tabela 28: Resultados com o algoritmo genético para o PLD baixo.
(i +1) (i +2) (i +3) (i +4) (i +5)
Função objetivo em R$ 1.292.210,04
Custo total em R$ 1.062.780,45
Custo da sobrecontratação em R$ 106.093,19
Custo da Subcontratação em R$ 123.336,40
Energia Sobrecontratada em MWh 120,37
253,98 448,46 781,04 707,09
Energia Subcontratada em MWh 398,53
342,52 235,94 0,06 171,91
Preço MIX 59,41
64,27 68,70 74,98 74,91
Preço VR 99,20
106,00 108,00 123,00 128,00
Energia contratada em MWh 2.561,47
2.777,48 3.044,06 3.489,94 3.488,09
Mercado otimista em MWh 2.960,00
3.120,00 3.280,00 3.490,00 3.660,00
Mercado pessimista em MWh 2.370,00
2.450,00 2.520,00 2.630,00 2.700,00
Mercado pessimista em MWh 2.441,10
2.523,50 2.595,60 2.708,90 2.781,00
Limite máximo A3 em MWh 48,00
50,00 52,00
Energia contratada A3 em MWh 0,00
0,01 0,00
Energia contratada A5 em MWh 0,01
MI em MWh 70,00
90,00 50,00 100,00 50,00
LI em MWh 67,20
86,40 47,37 90,26 45,77
MR contratado em MWh 69,38
86,42 47,41 90,31 45,93
MR total recontratado em MWh 339,45
Percentual de recontratação em % 0,99
0,96 0,96 0,96 0,96
Energia devolvida em MWh 0,07
67,58 151,28 226,71 224,50
Energia total devolvida em MWh 670,14
Percentual de devolução em % 0,00
0,03 0,04 0,04 0,00
Limite máximo MCSD em MWh 78,54
85,90 94,15 107,94 107,88
Energia contratada MCSD em MWh 22,14
0,00 0,00 0,00 0,00
Limite máximo Ajuste em MWh 25,87
28,06 30,75 35,25 35,23
Energia contratada Ajuste em MWh 0,03
0,00 0,00 0,00 0,00
Cenário2
Resultados
Resultados 78
Figura 12: Algoritmo genético para o PLD baixo.
1 2 3 4 5
2000
2500
3000
3500
4000
anos
MWh
Energia Contratada X Penalidade
Mercado Otimista
Mercado Pessimista
Energia Contratada
Limite sem Penalidade
0 50 100 150 200 250
1
2
3
4
5
MWh
Anos
Energia Recontratada e Devolvida
Recontratado
Devolvido
1 2 3 4 5
0
20
40
60
80
100
anos
MWh
Energia contratada de A5, A3,MR, Ajuste e MCSD
A5
A3
MR
MCSD
Ajuste
Resultados 79
4.4.3 Evolução Diferencial – PLD alto
Tabela 29: Solução com a evolução diferencial para o PLD alto.
x
1
0,0000
x
6
0,9943
x
11
41,7181
x
16
25,6190
x
21
0,0227
x
2
0,0400
x
7
0,9640
x
12
0,0000
x
17
0,0017
x
22
0,0962
x
3
0,0399
x
8
0,9609
x
13
0,0073
x
18
0,0298
x
23
7,5137
x
4
0,0400
x
9
0,9587
x
14
0,0000
x
19
0,1227
x
24
161,0155
x
5
0,0000
x
10
1,0000
x
15
0,0000
x
20
0,0395
Valores das Variáveis
Tabela 30: Resultados com a evolução diferencial para o PLD alto.
(i +1) (i +2) (i +3) (i +4) (i +5)
Função objetivo em R$ 1.083.451,88
Custo total em R$ 1.087.490,35
Custo da sobrecontratação em R$ -611.327,22
Custo da Subcontratação em R$ 607.288,74
Energia Sobrecontratada em MWh 165,84
279,52 448,92 781,04 877,48
Energia Subcontratada em MWh 353,06
316,98 235,48 0,06 1,52
Preço MIX 59,77
64,59 68,63 74,93 76,58
Preço VR 99,20
106,00 108,00 123,00 128,00
Energia contratada em MWh 2.606,94
2.803,02 3.044,52 3.489,94 3.658,48
Mercado otimista em MWh 2.960,00
3.120,00 3.280,00 3.490,00 3.660,00
Mercado pessimista em MWh 2.370,00
2.450,00 2.520,00 2.630,00 2.700,00
Mercado pessimista em MWh 2.441,10
2.523,50 2.595,60 2.708,90 2.781,00
Limite máximo A3 em MWh 48,00
50,00 52,00
Energia contratada A3 em MWh 0,02
0,10 7,51
Energia contratada A5 em MWh 0,01
MI em MWh 70,00
90,00 50,00 100,00 50,00
LI em MWh 67,20
86,40 47,37 90,26 45,77
MR contratado em MWh 69,38
86,42 47,41 90,31 45,93
MR total recontratado em MWh 339,45
Percentual de recontratação em % 0,99
0,96 0,96 0,96 0,96
Energia devolvida em MWh 0,07
67,58 151,28 226,71 224,50
Energia total devolvida em MWh 670,14
Percentual de devolução em % 0,00
0,03 0,04 0,04 0,00
Limite máximo MCSD em MWh 78,54
85,90 94,15 107,94 107,88
Energia contratada MCSD em MWh 22,14
0,00 0,00 0,00 0,00
Limite máximo Ajuste em MWh 25,87
28,06 30,75 35,25 35,23
Energia contratada Ajuste em MWh 0,03
0,00 0,00 0,00 0,00
Cenário2
Resultados
Resultados 80
Figura 13: Evolução diferencial para o PLD alto.
1 2 3 4 5
2000
2500
3000
3500
4000
anos
MWh
Energia Contratada X Penalidade
Mercado Otimista
Mercado Pessimista
Energia Contratada
Limite sem Penalidade
0 50 100 150 200 250
1
2
3
4
5
MWh
Anos
Energia Recontratada e Devolvida
Recontratado
Devolvido
1 2 3 4 5
0
50
100
150
200
anos
MWh
Energia contratada de A5, A3,MR, Ajuste e MCSD
A5
A3
MR
MCSD
Ajuste
Resultados 81
4.4.4 Evolução Diferencial – PLD baixo
Tabela 31: Solução com a evolução diferencial para o PLD baixo.
x
1
0,0000
x
6
0,9900
x
11
43,0816
x
16
0,0271
x
21
0,0052
x
2
0,0400
x
7
0,9611
x
12
0,0000
x
17
0,0005
x
22
0,0032
x
3
0,0399
x
8
0,9594
x
13
0,0000
x
18
0,0000
x
23
0,1170
x
4
0,0400
x
9
0,9573
x
14
0,0000
x
19
0,0000
x
24
0,0033
x
5
0,0000
x
10
0,9928
x
15
0,0025
x
20
0,0051
Valores das Variáveis
Tabela 32: Resultados com a evolução diferencial para o PLD baixo.
(i +1) (i +2) (i +3) (i +4) (i +5)
Função objetivo em R$ 1.290.468,25
Custo total em R$ 1.062.972,48
Custo da sobrecontratação em R$ 106.740,29
Custo da Subcontratação em R$ 120.755,47
Energia Sobrecontratada em MWh 141,31
255,71 449,36 781,09 708,77
Energia Subcontratada em MWh 377,59
340,79 235,04 0,01 170,23
Preço MIX 59,25
64,18 68,62 74,91 74,85
Preço VR 99,20
106,00 108,00 123,00 128,00
Energia contratada em MWh 2.582,41
2.779,21 3.044,96 3.489,99 3.489,77
Mercado otimista em MWh 2.960,00
3.120,00 3.280,00 3.490,00 3.660,00
Mercado pessimista em MWh 2.370,00
2.450,00 2.520,00 2.630,00 2.700,00
Mercado pessimista em MWh 2.441,10
2.523,50 2.595,60 2.708,90 2.781,00
Limite máximo A3 em MWh 48,00
50,00 52,00
Energia contratada A3 em MWh 0,01
0,00 0,12
Energia contratada A5 em MWh 0,00
MI em MWh 70,00
90,00 50,00 100,00 50,00
LI em MWh 67,20
86,40 47,20 89,60 45,60
MR contratado em MWh 69,30
86,50 47,20 89,61 47,26
MR total recontratado em MWh 339,87
Percentual de recontratação em % 0,99
0,96 0,96 0,96 0,99
Energia devolvida em MWh 0,00
85,20 168,69 243,44 241,04
Energia total devolvida em MWh 738,37
Percentual de devolução em % 0,00
0,04 0,04 0,04 0,00
Limite máximo MCSD em MWh 78,54
85,96 94,17 107,94 107,93
Energia contratada MCSD em MWh 43,08
0,00 0,00 0,00 0,00
Limite máximo Ajuste em MWh 26,08
28,07 30,76 35,25 35,25
Energia contratada Ajuste em MWh 0,03
0,00 0,00 0,00 0,01
Cenário2
Resultados
Resultados 82
Figura 14: Evolução diferencial para o PLD baixo.
1 2 3 4 5
2000
2500
3000
3500
4000
anos
MWh
Energia Contratada X Penalidade
Mercado Otimista
Mercado Pessimista
Energia Contratada
Limite sem Penalidade
0 50 100 150 200 250
1
2
3
4
5
MWh
Anos
Energia Recontratada e Devolvida
Recontratado
Devolvido
1 2 3 4 5
0
20
40
60
80
100
anos
MWh
Energia contratada de A5, A3,MR, Ajuste e MCSD
A5
A3
MR
MCSD
Ajuste
Resultados 83
4.5 Análise dos resultados
De acordo com os resultados obtidos pelo algoritmo, conclui-se que:
1) a modelagem do problema é sensível aos preços adotados. No cenário
em que o PLD foi considerado alto, tanto com a aplicação do algoritmo genético
como o de evolução diferencial, o modelo respondeu contratando mais energia, se
aproximando do mercado otimista. Isto gera um resultado financeiro positivo para os
distribuidores. Por outro lado, no cenário em que o PLD foi considerado baixo, a
contratação de energia foi reduzida, com os dois algoritmos propostos;
2) os resultados indicaram diferentes estratégias para a descontratação e
recontratação de energia, conforme apresentado nas Figuras 15 e 16.
Figura 15: Estratégia de recontratação.
Percentual de Recontratação
0,9300
0,9400
0,9500
0,9600
0,9700
0,9800
0,9900
1,0000
1,0100
12345
anos
%
Simulção 1
Simulção 3
Simulção 2
Simulção 4
Figura 16: Estratégia de descontratação.
Percentual de Descontratação
0,0000
0,0100
0,0200
0,0300
0,0400
0,0500
12345
anos
%
Simulção 1
Simulção 3
Simulção 2
Simulção 4
3) No cenário com preço PLD alto, a técnica de evolução diferencial resultou
em uma redução do custo de 0,14% em relação à técnica de algoritmos genéticos,
conforme demonstrado na Tabela 33.
Resultados 84
Tabela 33: Estatística do cenário 1.
Mínimo Máximo Média Desvio Padrão
Simulação 1 AG 1.084.962,30 1.085.068,01 1.168.088,14 1.111.439,58 25.112,88
Simulação 3 ED 1.083.451,88 1.085.391,56 1.161.228,07 1.118.589,85 26.639,98
Cenário 1 - PLD Alto Var %
-0,14%
Custo Total
Estatistica do custo da função objetivo
4) No cenário de preço PLD baixo, a técnica de evolução diferencial resultou
em uma redução de custo de 0,13% em relação a técnica de algoritmos genéticos,
conforme demonstrado na Tabela 34.
Tabela 34: Estatística do cenário 2.
Mínimo Máximo Média Desvio Padrão
Simulação 2 AG 1.292.210,04 1.292.214,19 1.294.200,76 1.293.753,95 424,93
Simulação 4 ED 1.290.468,25 1.290.475,21 1.296.372,70 1.293.974,45 833,22
Cenário 2 - PLD Baixo Var %Custo Total
Estatistica do custo da função objetivo
-0,13%
5) As médias para os 30 experimentos dos dois cenários, estão próximas
dos valores mínimos encontrados, indicando a convergência dos resultados.
Os resultados obtidos pelos algoritmos demonstram que a modelagem do
problema resulta em uma ferramenta para que os distribuidores possam determinar
o montante de energia a ser contratado nos leilões públicos, minimizando os custos
de sobre e subcontratação e os custos de penalidades. Possibilita também, a
comparação de diversos cenários de preços e de mercado, escolhidos pelos
distribuidores, de acordo com as tendências econômicas previstas, indicando a
estratégia de contratação e recontratação, para cada caso.
Quanto à técnica de otimização utilizada, não foram observadas diferenças
significativas com a aplicação dos algoritmos genéticos e da evolução diferencial,
nos dois cenários propostos.
Conclusões 85
5 CONCLUSÕES
Com o Decreto 5.163/2004, os distribuidores estão obrigados a comprar, no
mínimo, 100% da energia demandada pelos seus consumidores cativos, com
antecedência de cinco anos, por intermédio dos leilões públicos promovidos pelo
MME. Isto visa garantir o suprimento de energia elétrica no país, evitando o
racionamento e ao mesmo tempo estabelecendo uma tarifa módica para os
consumidores finais.
A compra da energia respeitando a antecedência exigida pela
regulamentação do setor gera um risco financeiro para os distribuidores, decorrente
da possibilidade de erro na previsão do mercado demandado.
Para mitigar este risco, foram criados mecanismos que permitem a
contratação e a descontratação de energia, nos anos futuros da previsão.
Entretanto, estes mecanismos possuem limites e especificidades que tornam o
problema da determinação dos montantes a serem contratados um problema de
otimização não linear, com múltiplos objetivos.
Algumas das regras estabelecidas na regulamentação do Novo Modelo do
setor elétrico foram implementadas pelas concessionárias somente recentemente.
Por esta razão, os estudos desenvolvidos até então vinham utilizando algumas
simplificações em suas formulações, como por exemplo, na modelagem do MCSD.
Neste trabalho foi definida uma estratégia para a determinação dos
montantes de energia elétrica a serem contratados nos leilões A-5, A-3, A-1 (MR),
Ajuste e MCSD, onde são estabelecidos os percentuais de recontratação e
descontratação da energia, considerando-se o horizonte de previsão de cinco anos.
Foram contempladas as regras e restrições impostas pela regulação do setor elétrico
para a contratação de energia, e definida uma metodologia de cálculo das
penalidades de sobre e subcontratação, levando-se em consideração uma previsão
de demanda otimista e outra pessimista, do mercado. Nesta estratégia, a demanda
real deve estar contida entre as duas previsões.
Para a solução do problema, foram empregados dois algoritmos
evolucionários, o algoritmo genético e a evolução diferencial. Obteve-se com isto,
uma ferramenta de auxílio na tomada de decisão na compra de energia elétrica
pelas concessionárias de distribuição.
Conclusões 86
Dois cenários de preços PLD são usados para ilustrar o uso desta
ferramenta. No cenário 1, onde o preço PLD é mais alto, a estratégia de
sobrecontratação de energia é dominante, permitindo aos distribuidores auferirem
lucro. Entretanto, no cenário 2, onde o preço PLD é mais baixo, o montante total
contratado pelos mecanismos é menor, resultando em um custo de contratação
também menor.
Não foram observadas diferenças significativas nos resultados da aplicação
dos dois algoritmos. No cenário 1, a evolução diferencial foi 0,14% melhor do que a
técnica de algoritmos genéticos em termos do melhor valor da função objetivo. No
cenário 2, esta diferença foi de 0,13%. Em ambos os cenários, e com os dois
algoritmos, a média estatística do melhor valor da função objetivo para 30
simulações se manteve próxima do melhor resultado, indicando a convergência dos
resultados.
Uma potencialidade desta ferramenta é a possibilidade de comparação de
diversos cenários de preços, mercado e limites das variáveis de interesse. A escolha
destes cenários é uma prerrogativa dos distribuidores, conforme as tendências das
variáveis ambientais, tanto econômicas quanto técnicas.
Os trabalhos futuros poderão aplicar ou mesmo comparar outras técnicas
para a minimização da função objetivo, buscando melhorar o resultado ou melhorar
o desempenho computacional.
Outras pesquisas poderão ser direcionadas para o campo de previsões de
demanda de mercado, de tal forma que as previsões otimista e pessimista sejam
calculadas com um fator de confiabilidade associado. Assim, estes fatores de
confiabilidade poderiam ser incluídos na função objetivo, definindo a cada ano os
pesos das penalidades de sobre e subcontratação.
87
BIBLIOGRAFIA
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[3] BRASIL. Decreto nº 5.163 de 30 de julho de 2004. Regulamenta a
comercialização de energia elétrica, o processo de outorga de concessões e de
autorizações de geração de energia elétrica, e dá outras providências. Diário Oficial
da República Federativa do Brasil. Brasília DF, 30 jul. 2004. Disponível em:
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91
APÊNDICE
DECRETO Nº 5.163, DE 30 DE JULHO DE 2004
Regulamenta a comercialização
de energia elétrica, o processo
de outorga de concessões de
autorizações de geração de
energia elétrica, e dá outras
providências.
O PRESIDENTE DA REPÚBLICA, no uso da atribuição que lhe confere o art.
84, inciso IV, da Constituição, e tendo em vista o disposto nas Leis nºs 9.074, de 7 de julho de
1995,
9.427, de 26 de dezembro de 1996, 9.648, de 27 de maio de 1998, 10.438, de 26 de
abril de 2002,
10.604, de 17 de dezembro de 2002, e 10.848, de 15 de março de 2004,
D E C R E T A :
CAPÍTULO I
DAS REGRAS GERAIS DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA
Art. 1º A 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 nos Ambientes de
Contratação Regulada ou Livre, nos termos da legislação, deste Decreto e de atos
complementares.
§ 1º A Agência Nacional de Energia Elétrica -Aneel expedirá, para os fins do
disposto no caput, em especial, os seguintes atos:
I - a convenção de comercialização;
II - as regras de comercialização; e
III - os procedimentos de comercialização.
§ 2º Para fins de comercialização de energia elétrica, entende-se como:
I - Ambiente de Contratação Regulada - ACR o segmento do mercado no qual se
realizam as operações de compra e venda de energia elétrica entre agentes vendedores e
agentes de distribuição, precedidas de licitação, ressalvados os casos previstos em lei,
conforme regras e procedimentos de comercialização específicos;
92
II - Ambiente de Contratação Livre - ACL o segmento do mercado no qual se
realizam as operações de compra e venda de energia elétrica, objeto de contratos bilaterais
livremente negociados, conforme regras e procedimentos de comercialização específicos;
III - agente vendedor o titular de concessão, permissão ou autorização do poder
concedente para gerar, importar ou comercializar energia elétrica;
IV - agente de distribuição o titular de concessão, permissão ou autorização de
serviços e instalações de distribuição para fornecer energia elétrica a consumidor final
exclusivamente de forma regulada;
V - agente autoprodutor o titular de concessão, permissão ou autorização para
produzir energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo;
VI - ano-base “A” o ano de previsão para o início do suprimento da energia
elétrica adquirida pelos agentes de distribuição por meio dos leilões de que trata este Decreto;
VII - ano “A - 1” o ano anterior ao ano-base “A” em que se realizam os leilões de
compra de energia elétrica;
VIII - ano “A - 3” o terceiro ano anterior ao ano-base “A” em que se realizam os
leilões de compra de energia elétrica;
IX - ano “A - 5” o quinto ano anterior ao ano-base “A” em que se realizam os
leilões de compra de energia elétrica;
X - consumidor livre é aquele que, atendido em qualquer tensão, tenha exercido a
opção de compra de energia elétrica, conforme as condições previstas nos arts. 15 e 16 da Lei
nº 9.074, de 7 de julho de 1995; e
"XI - consumidor potencialmente livre é aquele que, a despeito de cumprir as
condições previstas no art. 15 da Lei n
o
9.074, de 1995, é atendido de forma regulada." (NR)
(Redação dada pelo Decreto nº 5.249, de 20.10.2004)
Nota:
Parecer CONJUR/MME
295/2004
§ 3º Dependerá de autorização da Aneel a comercialização, eventual e temporária, pelo agente autoprodutor, de seus
excedentes de energia elétrica.
Art. 2º Na comercialização de energia elétrica de que trata este Decreto deverão
ser obedecidas, dentre outras, as seguintes condições:
I - os agentes vendedores deverão apresentar lastro para a venda de energia e
potência para garantir cem por cento de seus contratos, a partir da data de publicação deste
Decreto;
II - os agentes de distribuição deverão garantir, a partir de 1º de janeiro de 2005, o
atendimento a cem por cento de seus mercados de energia e potência por intermédio de
93
contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e, quando
for o caso, aprovados, homologados ou registrados pela Aneel; e
III - os consumidores não supridos integralmente em condições reguladas pelos
agentes de distribuição e agentes vendedores deverão, a partir de 1º de janeiro de 2005,
garantir o atendimento a cem por cento de suas cargas, em termos de energia e potência, por
intermédio de geração própria ou de contratos registrados na CCEE e, quando for o caso,
aprovados, homologados ou registrados na Aneel.
§ 1º O lastro para a venda de que trata o inciso I do caput será constituído pela
garantia física proporcionada por empreendimento de geração próprio ou de terceiros, neste
caso, mediante contratos de compra de energia ou de potência.
§ 2º A garantia física de energia e potência de um empreendimento de geração, a
ser definida pelo Ministério de Minas e Energia e constante do contrato de concessão ou ato
de autorização, corresponderá às quantidades máximas de energia e potência elétricas
associadas ao empreendimento, incluindo importação, que poderão ser utilizadas para
comprovação de atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos.
Art. 3º As obrigações de que tratam os incisos do caput do art. 2º serão aferidas
mensalmente pela CCEE e, no caso de seu descumprimento, os agentes ficarão sujeitos à
aplicação de penalidades, conforme o previsto na convenção, nas regras e nos procedimentos
de comercialização.
§ 1º A aferição de que trata o caput será realizada a partir da data de publicação
deste Decreto, considerando, no caso da energia, o consumo medido e os montantes
contratados nos últimos doze meses.
§ 2º Até 2009, as obrigações de que tratam os incisos II e III do caput do art. 2º
serão aferidas apenas no que se refere à energia.
§ 3º As penalidades por descumprimento do previsto nos incisos do caput do art.
2º , sem prejuízo da aplicação das disposições vigentes relativas à matéria, terão o seguinte
tratamento:
I - para a obrigação prevista no inciso I daquele artigo, as penalidades serão
aplicáveis a partir da data de publicação deste Decreto; e
II - para as obrigações previstas nos incisos II e III daquele artigo, as penalidades
serão aplicáveis a partir de janeiro de 2006, observado o disposto no § 2º.
§ 4º As receitas resultantes da aplicação de penalidades serão revertidas à
modicidade tarifária no ACR.
Art. 4º O Conselho Nacional de Política Energética – CNPE deverá propor
critérios gerais de garantia de suprimento, com vistas a assegurar o adequado equilíbrio entre
confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e preços.
§ 1º O Ministério de Minas e Energia, 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,
94
mediante critérios gerais de garantia de suprimento.
§ 2º O Ministério de Minas e Energia poderá, assegurado o atendimento ao
mercado do SIN, estabelecer condições específicas do lastro para a venda, ou sua dispensa,
em caso de fornecimento temporário e interruptível, inclusive para exportação de energia
elétrica.
Art. 5º O agente vendedor, em caso do não-cumprimento do prazo de início da
operação comercial de unidades geradoras de um empreendimento e não possuindo lastro para
a venda suficiente para
o cumprimento de suas obrigações, deverá celebrar contratos de compra de energia para
garantir os seus contratos de venda originais, sem prejuízo de aplicação das penalidades
cabíveis.
Art. 6º A Aneel deverá prever as hipóteses e os prazos de indisponibilidade de
unidades geradoras, incluindo a importação ou empreendimentos correlatos, estabelecendo os
casos nos quais o agente vendedor, não tendo lastro suficiente para cumprimento de suas
obrigações, deverá celebrar contratos de compra de energia para atender a seus contratos de
venda originais, sem prejuízo de aplicação das penalidades cabíveis.
Art. 7º Os contratos de compra de energia para garantir os contratos de venda
originais de que tratam os arts. 5º e 6º serão firmados sob a integral responsabilidade do
agente vendedor, inclusive quanto aos riscos de diferenças de preços entre submercados.
Art. 8º A Aneel deverá estabelecer, até 31 de outubro de 2004, mecanismos para
o tratamento específico dos casos previstos nos arts. 5º , 6º e 7º , inclusive quanto à suspensão
dos benefícios e dos direitos de repasse aplicáveis à venda da energia gerada ou
disponibilizada pelo empreendimento.
§ 1º Eventuais reduções de custos, em especial as decorrentes das contratações
para atender aos contratos de venda originais, serão repassados às tarifas dos consumidores
finais.
§ 2 º Para cumprimento do disposto no § 1 o , os custos de aquisição de energia
elétrica para atender aos contratos de venda originais deverão ser comparados com os custos
variáveis de geração ou disponibilização da energia do empreendimento.
Art. 9º As concessionárias, permissionárias e autorizadas de geração sob controle
federal, estadual ou municipal comercializarão energia elétrica no SIN de forma regulada ou
livre, obedecendo às regras gerais de comercialização previstas para os respectivos ambientes.
Art. 10. Todos os contratos de comercialização de energia elétrica deverão ser
informados, registrados, homologados ou aprovados pela Aneel, conforme o caso.
95
CAPÍTULO II
DA COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO AMBIENTE DE
CONTRATAÇÃO REGULADA
Seção I
Disposições Gerais
Art. 11. Para atendimento à obrigação prevista no inciso II do art. 2º , cada agente
de distribuição do SIN deverá adquirir, por meio de leilões realizados no ACR, energia
elétrica proveniente de:
I - empreendimentos de geração existentes; e
II - novos empreendimentos de geração.
§ 1º Entendem-se como novos empreendimentos de geração aqueles que até a data
de publicação do respectivo edital de leilão:
I - não sejam detentores de concessão, permissão ou autorização; ou
II - sejam parte de empreendimento existente que venha a ser objeto de ampliação,
restrito ao acréscimo da sua capacidade instalada.
“§ 2º A energia elétrica decorrente de importação e a gerada por meio de fontes
alternativas, salvo o disposto no § 4º , serão consideradas como provenientes de
empreendimentos de geração novos ou existentes, conforme previsto no § 1 o deste artigo.”
(Redação dada pelo Decreto nº
6.048, de 27.02.2007)
§ 3º Para atendimento à obrigação prevista no inciso II do art. 2º , os agentes de
distribuição não se submeterão ao processo de contratação por meio de leilão, nos casos
referidos no inciso III do art. 13.
“§ 4º Excepcionalmente, para cumprimento à obrigação de atendimento de cem
por cento da demanda dos agentes de distribuição, a Aneel poderá, de acordo com as
diretrizes do Ministério de Minas e Energia, promover direta ou indiretamente leilões de
compra de energia proveniente de fontes alternativas, independentemente da data de outorga."
(NR)
(Parágrafo acrescentado pelo Decreto nº
6.048, de 27.02.2007)
Art. 12. O Ministério de Minas e Energia, para a realização dos leilões de energia
elétrica proveniente de novos empreendimentos, definirá:
I - o montante total de energia elétrica a ser contratado no ACR, segmentado por
região geoelétrica, quando cabível; e
96
II - a relação de empreendimentos de geração aptos a integrar os leilões.
§ 1º A EPE submeterá ao Ministério de Minas e Energia, para aprovação, a
relação de empreendimentos de geração que integrarão, a título de referência, os leilões de
energia proveniente de novos empreendimentos, bem como as estimativas de custos
correspondentes.
§ 2º Na definição do montante de energia elétrica e da relação de
empreendimentos de que tratam os incisos I e II do caput, a EPE submeterá ao Ministério de
Minas e Energia estudo que considerará a otimização técnico-econômica do parque
hidrotérmico do SIN, bem como do sistema de transmissão associado.
§ 3º No caso de empreendimentos hidrelétricos, a EPE poderá propor ao
Ministério de Minas e Energia percentual mínimo de energia elétrica a serem destinadas à
contratação no ACR.
§ 4º A EPE habilitará tecnicamente e cadastrará os empreendimentos de geração
que poderão participar dos leilões de novos empreendimentos, os quais deverão estar
registrados na Aneel.
§ 5º Para atendimento ao disposto neste artigo e cumprimento de suas atribuições
legais, a EPE utilizará os dados informados pelos agentes, conforme o disposto nos arts. 17 e
18.
Art. 13. No cumprimento da obrigação de contratação para o atendimento à
totalidade do mercado dos agentes de distribuição, será contabilizada a energia elétrica:
I - contratada até 16 de março de 2004;
II - contratada nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de
empreendimentos de geração existentes, inclusive os de ajustes, e de novos empreendimentos
de geração; e
III - proveniente de:
a) geração distribuída;
b) usinas que produzam energia elétrica a partir de fontes eólicas, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa, contratadas na primeira etapa do Programa de Incentivo às
Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA; e
c) Itaipu Binacional.
Art. 14. Para os fins deste Decreto, considera-se geração distribuída a produção
de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários,
permissionários ou autorizados, incluindo aqueles tratados pelo art. 8º da Lei nº 9.074, de
1995, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto aquela
proveniente de empreendimento:
I - hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW; e
II - termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a
97
setenta e cinco por cento, conforme regulação da Aneel, a ser estabelecida até dezembro de
2004.
Parágrafo único. Os empreendimentos termelétricos que utilizem biomassa ou
resíduos de processo como combustível não estarão limitados ao percentual de eficiência
energética prevista no inciso II do caput.
Art. 15. A contratação de energia elétrica proveniente de empreendimentos de
geração distribuída será precedida de chamada pública promovida diretamente pelo agente de
distribuição, de forma a garantir publicidade, transparência e igualdade de acesso aos
interessados.
§ 1º O montante total da energia elétrica contratada proveniente de
empreendimentos de geração distribuída não poderá exceder a dez por cento da carga do
agente de distribuição.
§ 2º Não será incluído no limite de que trata o § 1º deste artigo o montante de
energia elétrica decorrente dos empreendimentos próprios de geração distribuída de que trata
o § 2º do art. 70.
§ 3º O contrato de compra e venda de energia elétrica proveniente de
empreendimentos de geração distribuída deverá prever, em caso de atraso do início da
operação comercial ou de indisponibilidade da unidade geradora, a aquisição de energia no
mercado de curto prazo pelo agente de distribuição.
§ 4º As eventuais reduções de custos de aquisição de energia elétrica referida no §
3º deverão ser consideradas no repasse às tarifas dos consumidores finais com vistas a
modicidade tarifária, vedado o repasse de custos adicionais.
§ 5º A Aneel definirá os limites de atraso e de indisponibilidade de que trata o § 3º
, considerando a sazonalidade da geração, dentre outros aspectos, a partir dos quais aplicar-se-
á o previsto nos arts. 5º , 6º , 7º e 8º .
§ 6º O lastro para a venda da energia elétrica proveniente dos empreendimentos
de geração distribuída será definido conforme o estabelecido nos §§ 1º e 2º do art. 2º .
Art. 16. Os agentes de distribuição que tenham mercado próprio inferior a 500
GWh/ano poderão adquirir energia elétrica:
I - por meio dos leilões de compra realizados no ACR;
II - de geradores distribuídos, na forma dos arts. 14 e 15;
III - com tarifa regulada do seu atual agente supridor; ou
IV - mediante processo de licitação pública por eles promovido.
§ 1º Os agentes de distribuição de que trata o caput, quando adquirirem energia
na forma do inciso III, deverão informar o montante de energia a ser contratado em até
quinze dias antes da data em que o seu atual agente supridor esteja obrigado a declarar a sua
necessidade de compra para o leilão de energia proveniente de empreendimentos existentes
98
com entrega de energia elétrica prevista para o ano subseqüente.
§ 2º Os agentes de distribuição de que trata o caput e que tenham contratos de
suprimento celebrados sem cláusula de tempo determinado só poderão adquirir energia
elétrica nas formas referidas nos incisos I, II e IV do caput a partir do ano subseqüente ao da
comunicação formal ao seu agente supridor.
§ 3ºA comunicação formal de que trata o § 2º deverá ser realizada no mesmo
prazo estabelecido no § 1º e poderá abranger a totalidade ou parcela do mercado do agente de
distribuição, desde que garantido seu pleno atendimento por meio de contratos.
§ 4º Os agentes de distribuição que optarem pela contratação de que tratam os
incisos I, II ou IV do caput serão agentes da CCEE e deverão formalizar junto ao seu
supridor, com antecedência mínima de cinco anos, a decisão de retornar à condição de agente
atendido mediante tarifa e condições reguladas.
§ 5º O prazo de que trata o § 4 o poderá ser reduzido a critério do agente supridor.
Seção II
Das Informações e Declarações de Necessidades de Energia Elétrica
Art. 17. A partir de 2005, todos os agentes de distribuição, vendedores,
autoprodutores e os consumidores livres deverão informar ao Ministério de Minas e Energia,
até 1º de agosto de cada ano, as previsões de seus mercados ou cargas para os cinco anos
subseqüentes.
“Art. 18. Sem prejuízo da obrigação referida no art. 17, todos os agentes de
distribuição, a partir de 1
o
de janeiro de 2006, em até sessenta dias antes da data prevista para
a realização de cada um dos leilões de que trata o art. 19, deverão apresentar declaração ao
Ministério de Minas e Energia, definindo os montantes a serem contratados para recebimento
da energia elétrica no centro de gravidade de seus submercados e atendimento à totalidade de
suas cargas.”
(Redação dada pelo Decreto nº
5.499, de 25.07.2005)
§ 1º Os agentes de distribuição deverão especificar os montantes necessários ao
atendimento de seus consumidores potencialmente livres nas declarações relativas aos leilões
de que trata o inciso II do § 1º do art. 19.
“§ 2 º Os agentes de distribuição, excepcionalmente para os leilões de que tratam
os arts. 19 e 25, a serem promovidos no período de 26 de julho a 31 de dezembro de 2005,
deverão apresentar declaração ao Ministério de Minas e Energia, conforme prazos e
condições estabelecidos em Portaria do Ministro de Estado de Minas e Energia, definindo os
montantes de energia elétrica a serem contratados em cada ano do período de 2006 até 2010,
e especificando, inclusive, as parcelas relativas aos consumidores potencialmente livres.”
(NR)
(Redação dada pelo Decreto nº
5.499, de 25.07.2005)
99
Nota:
Publicado modelo de declaração definindo os montantes de energia elétrica a serem
contratados e potência
associada, no anexo da Portaria MME nº
219, de 24.09.2004.
Seção III
Dos Leilões para Compra de Energia Elétrica
Art. 19. A Aneel promoverá, direta ou indiretamente, licitação na modalidade de
leilão, para a contratação de energia elétrica pelos agentes de distribuição do SIN, observando
as diretrizes fixadas pelo Ministério de Minas e Energia, que contemplarão os montantes por
modalidade contratual de energia a serem licitados, prevista no art. 28.
“§ 1º Os leilões para compra de energia elétrica de que trata o caput serão
promovidos, observado
o disposto nos arts. 60 a 64:”
(Redação dada pelo Decreto nº
6.048, de 27.02.2007)
“I - nos anos "A 5" e "A 3", para energia elétrica proveniente de novo
empreendimento de geração;”
(Redação dada pelo Decreto nº
6.048, de 27.02.2007)
“II - no ano "A - 1", para energia elétrica proveniente de empreendimento de
geração existente; e”
(Redação dada pelo Decreto nº
6.048, de 27.02.2007)
“III - entre os anos "A-1" e "A-5", para energia elétrica proveniente dos
leilões de compra exclusiva de fontes alternativas.”
(Redação dada pelo Decreto nº
6.048, de 27.02.2007)
§ 2º O Ministério de Minas e Energia deverá definir o preço máximo de aquisição
nos leilões de energia proveniente de empreendimentos existentes.
§ 3º A partir de 2009, o preço máximo referido no § 2º não poderá superar o
valor médio resultante dos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos
empreendimentos realizados no ano “A - 5”, cujo início do suprimento coincida com o ano
do leilão de que trata o inciso II do § 1º .
“§ 4º Até 31 de dezembro de 2005, excepcionalmente, os leilões de energia
proveniente de novos empreendimentos de que trata o art. 17 da Lei n
o
10.848, de 2004,
poderão prever início da entrega da energia em até cinco anos após o processo licitatório.”
(NR)
(Parágrafo acrescentado pelo Decreto nº
5.499, de 25.07.2005)
100
Art. 20. Os editais dos leilões previstos no art. 19 serão elaborados pela Aneel,
observadas as normas gerais de licitações e de concessões e as diretrizes do Ministério de
Minas e Energia, e conterão, no
que couber, o seguinte:
I - objeto, metas, prazos e minutas dos contratos de concessão;
II - objeto, prazos e minutas dos contratos de compra e venda de energia elétrica,
incluindo a
modalidade contratual adotada e a indicação das garantias financeiras a serem prestadas
pelos agentes de distribuição;
III - percentual mínimo de energia hidrelétrica a ser destinada ao mercado
regulado;
IV - prazos, locais e horários em que serão fornecidos, aos interessados, os dados,
estudos e projetos necessários à elaboração dos orçamentos e apresentação das propostas,
entre os quais:
a) os estudos de viabilidade técnica;
b) os Estudos de Impacto Ambiental - EIA e os Relatórios de Impacto Ambientais
- RIMA; e
c) as licenças ambientais prévias;
V - critérios para a aferição da capacidade técnica, da idoneidade financeira e da
regularidade jurídica e fiscal dos licitantes;
VI - diretrizes relativas à sistemática dos leilões;
VII - indicadores, fórmulas e parâmetros a serem utilizados no julgamento das
propostas, observado o critério de menor tarifa;
VIII - prazos, locais, horários e formas para recebimento das propostas,
julgamento da licitação e assinatura dos contratos;
IX - valor anual do pagamento pelo Uso do Bem Público -UBP, a ser definido
pelo poder concedente;
X - valor do custo marginal de referência, calculado pela EPE e aprovado pelo
101
Ministério de Minas e Energia;
XI - critérios de reajuste ou revisão de tarifas, ouvido o Ministério da Fazenda;
XII - expressa indicação do responsável pelo ônus das desapropriações
necessárias à execução do serviço ou da obra pública, ou para a instituição de servidão
administrativa;
XIII - condições de liderança do responsável, quando permitida a participação de
consórcios; e
XIV - nos casos de concessão de serviços públicos ou de uso de bem público,
precedidos ou não da execução de obra pública, serão estabelecidas as garantias exigidas para
essa parte específica do contrato, adequadas a cada caso e limitadas ao valor da obra.
Art. 21. Para os aproveitamentos hidrelétricos em que eventual parcela da energia
assegurada possa ser comercializada no ACL ou utilizada para consumo próprio, o edital de
leilão de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos deverá prever que parte da
receita será destinada a favorecer a modicidade tarifária, conforme a fórmula abaixo:
V = a. x . EA . (Pmarginal -Pofertada)
onde:
V é o valor a ser auferido para favorecer a modicidade tarifária;
x é a fração da energia assegurada da usina destinada ao consumo próprio e à
venda no ACL;
EA é a energia assegurada da usina em MWh/ano;
Pmarginal é o menor valor entre o custo marginal de referência previsto no edital
e o custo marginal resultante do leilão;
Pofertada é o valor ofertado para a energia destinada ao ACR;
e á é um fator de atenuação variável, estabelecido em função dos preços ou
quantidades da energia destinada ao consumo próprio, ao ACR e à venda no ACL, cuja forma
de cálculo será definida no edital.
§ 1º O valor obtido por meio da aplicação da fórmula estabelecida no caput será
deduzido do montante a ser pago pelos agentes de distribuição ao agente vendedor, de forma
proporcional à quantidade de energia objeto de cada Contrato de Comercialização de Energia
no Ambiente Regulado - CCEAR.
§ 2º O custo marginal de referência, expresso em Reais por MWh, será
estabelecido como sendo
o valor da maior estimativa de custo de geração dos empreendimentos a serem licitados,
considerados necessários e suficientes para o atendimento da demanda conjunta do ACR e
102
ACL.
Art. 22. Até 31 de dezembro de 2007, excepcionalmente, nos leilões para
contratação de energia previstos no inciso I do § 1º do art. 19, poderá ser ofertada a energia
elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes ou de projetos de ampliação,
que atendam cumulativamente aos seguintes requisitos:
I - que tenham obtido outorga de concessão ou autorização até 16 de março de
2004; II - que tenham iniciado a operação comercial a partir de 1º de janeiro de 2000; e
III - cuja energia não tenha sido contratada até 16 de março de 2004.
§ 1º Poderá ser ofertada nos leilões de energia proveniente de novos
empreendimentos, nos termos do inciso III do caput, a parcela de energia que não esteja
contratada para atendimento a consumidores finais, por meio de agente de distribuição ou
agente vendedor.
§ 2º Os agentes vendedores interessados em participar dos leilões de venda de
energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração de que trata este artigo
deverão requerer habilitação junto à Aneel, nos termos e condições previstos em portaria do
Ministério de Minas e Energia, que disciplinará, dentre outros, o prazo para divulgação dos
resultados da habilitação.
§ 3º A Aneel publicará no Diário Oficial da União a relação das empresas, dos
empreendimentos e respectivos montantes de energia elétrica habilitados a participar nos
leilões referidos no caput, na forma de que trata este artigo.
§ 4º Não se aplica o disposto neste artigo aos empreendimentos de importação de
energia elétrica.
Art. 23. Nos leilões de energia proveniente de novos empreendimentos de
geração, no caso de participação de empreendimentos que já possuam concessões resultantes
de licitação em que tenha sido observado critério do máximo pagamento pelo UBP, a oferta
de energia terá o seguinte tratamento:
I - concorrerá nas mesmas condições das ofertas dos demais participantes do
certame, inclusive quanto ao valor de referência do UBP, relativo ao empreendimento
licitado, a ser definido pelo poder concedente; e
II - a diferença entre o UBP efetivamente pago, decorrente da licitação original, da
qual resultou a concessão ou autorização dos empreendimentos de que trata o caput, e o UBP
de referência, previsto no inciso I, deverá ser incorporada à receita do gerador nos CCEAR.
§ 1º O valor de que trata o inciso II do caput, somado ao lance vencedor do
empreendimento licitado, não poderá ultrapassar o custo marginal resultante do processo de
licitação.
§ 2º O custo marginal resultante do processo de licitação corresponderá ao maior
valor da energia elétrica, expresso em Reais por MWh, dentre as propostas vencedoras do
certame.
103
Art. 24. A partir de 2009, nos leilões de energia proveniente de empreendimentos
existentes, cada agente de distribuição poderá contratar energia elétrica correspondente ao seu
montante de reposição.
Ҥ 1
o
Para os fins deste Decreto, entende-se por montante de reposição a
quantidade de energia elétrica objeto de contratos que forem extintos, ou tiverem previsão de
redução da quantidade contratada, no ano dos leilões de que trata o caput, subtraídas as
reduções referidas no art. 29.”
(Redação dada pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
§ 2º O agente de distribuição poderá, havendo disponibilidade no SIN, contratar
até cinco por cento acima do montante de reposição referido no caput.
§ 3º No caso do montante de energia ofertado nos leilões de que trata o caput ser
inferior à necessidade declarada pelos agentes de distribuição para o respectivo leilão, será
priorizada a contratação de até cem por cento do montante de reposição de que trata este
artigo.
§ 4º Atendida a prioridade de que trata o § 3º , o excedente de energia será rateado
proporcionalmente entre os agentes de distribuição de acordo com a necessidade declarada na
forma do art.
18.
Art. 25. Excepcionalmente em 2004 e 2005, a Aneel poderá promover, direta ou
indiretamente, leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos
existentes, aos quais não se aplicará o disposto no art. 41, observado o seguinte:
(Redação dada pelo Decreto nº
5.271, de 16.11.2004)
I - o prazo mínimo de vigência será de oito anos para o início do suprimento a
partir de 2005, 2006 e 2007; e
II - o prazo mínimo de vigência será de cinco anos para o início do suprimento a
partir de 2008 e 2009.
Art. 26. A Aneel promoverá, direta ou indiretamente, leilões específicos para
contratações de ajuste pelos agentes de distribuição, com prazo de suprimento de até dois
anos, para fins de possibilitar a complementação, pelos referidos agentes, do montante de
energia elétrica necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
§ 1º O montante total de energia contratado em leilões de ajuste não poderá
exceder a um por cento da carga total contratada de cada agente de distribuição.
§ 2º Poderão participar dos processos licitatórios tratados neste artigo, como
vendedores, somente os concessionários, permissionários e autorizados de geração, inclusive
sob controle federal, estadual e municipal, e os autorizados de comercialização e importação.
Seção IV
104
Dos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica
Art. 27. Os vencedores dos leilões de energia proveniente de empreendimentos de
geração novos ou existentes deverão formalizar contrato bilateral denominado Contrato de
Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR, celebrado entre cada
agente vendedor e todos os agentes de distribuição compradores.
§ 1º O CCEAR deverá prever os seguintes prazos de duração:
I - no mínimo quinze e no máximo trinta anos, contados do início do suprimento
de energia proveniente de novos empreendimentos; e
II - no mínimo cinco e no máximo quinze anos, contados do ano seguinte ao da
realização do leilão para compra de energia de empreendimentos existentes.
“III - no mínimo dez e no máximo trinta anos, contados do início do
suprimento de energia proveniente de fontes alternativas.”
(inciso acrescentado pelo Decreto nº
6.048, de 27.02.2007)
§ 2º (Revogado pelo Decreto nº
5.271, de 16.11.2004)
§ 3º O CCEAR deverá conter cláusula arbitral, nos termos do § 5 o do art. 4º da
Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, conforme o disposto na convenção de
comercialização.
§ 4º Não se aplica o disposto no caput e no § 1º à contratação, pelos agentes de
distribuição, por meio de leilões de ajuste.
“§ 5º Para o leilão de energia proveniente de empreendimentos existentes
promovido em 2005, para entrega de energia a partir de janeiro de 2006, o prazo de duração
do CCEAR poderá ser de três anos.’(NR)
(Parágrafo acrescentado pelo Decreto nº
5.499, de 25.07.2005)
Art. 28. O CCEAR poderá ter as seguintes modalidades:
I - quantidade de energia elétrica; ou
II - disponibilidade de energia elétrica.
§ 1º Deverá estar previsto no CCEAR, na modalidade por quantidade de energia
elétrica que:
I - o ponto de entrega será no centro de gravidade do sub-mercado onde esteja
localizado o empreendimento de geração; e
II - os custos decorrentes dos riscos hidrológicos serão assumidos pelos agentes
vendedores.
§ 2º As regras de comercialização deverão prever mecanismos específicos para o
rateio dos riscos financeiros eventualmente impostos aos agentes de distribuição que
105
celebrarem contratos na modalidade referida no inciso I do caput, decorrentes de diferenças
de preços entre submercados.
§ 3º Na falta de cobertura integral dos dispêndios decorrentes dos riscos
financeiros referidos no § 2º , fica assegurado o repasse das sobras aos consumidores finais
dos agentes de distribuição, conforme mecanismo a ser estabelecido pela Aneel.
§ 4º No CCEAR, na modalidade por disponibilidade de energia elétrica, os custos
decorrentes dos riscos hidrológicos serão assumidos pelos agentes compradores, e eventuais
exposições financeiras no mercado de curto prazo da CCEE, positivas ou negativas, serão
assumidas pelos agentes de distribuição, garantido o repasse ao consumidor final, conforme
mecanismo a ser estabelecido pela Aneel.
Art. 29. Os CCEAR decorrentes dos leilões de energia elétrica proveniente de
empreendimentos existentes deverão prever a possibilidade de redução dos montantes
contratados, a critério exclusivo do agente de distribuição, em razão:
I - do exercício pelos consumidores potencialmente livres da opção de compra de
energia elétrica proveniente de outro fornecedor;
II - de outras variações de mercado, hipótese na qual poderá haver, em cada ano,
redução de até quatro por cento do montante inicial contratado, independentemente do prazo
de vigência contratual, do início do suprimento e dos montantes efetivamente reduzidos nos
anos anteriores; e
III - de acréscimos na aquisição de energia elétrica decorrentes de contratos
celebrados até 16 de março de 2004, observado o disposto no art. 21 da Lei nº 10.848, de
2004.
§ 1º O exercício da opção de redução contratual de que trata este artigo terá
caráter permanente.
§ 2º As reduções dos montantes contratados previstas no inciso I do caput:
I - deverão ser precedidas da utilização de mecanismo de compensação de sobras
e déficits a ser estabelecido na convenção de comercialização, hipótese na qual somente
poderão ser reduzidas as quantidades de energia remanescentes;
II - serão rateadas proporcionalmente entre todos os CCEAR do agente de
distribuição referidos no caput, conforme procedimentos de comercialização específicos;
III - terão eficácia a partir do mês da efetiva aquisição de energia de outro
fornecedor pelos consumidores potencialmente livres que não tenham firmado novos
contratos ou prorrogado os contratos existentes, observado o disposto nos arts. 49 e 72; e
IV - terão eficácia a partir do ano seguinte ao da declaração do agente de
distribuição fornecedor, relativamente aos consumidores potencialmente livres que tenham
firmado novos contratos ou prorrogado os contratos existentes, observado o disposto nos arts.
49 e 72.
§ 3º As reduções anuais dos montantes contratados previstas no inciso II do caput:
106
I - terão eficácia a partir do segundo ano subseqüente ao da declaração que deu
origem à compra do agente de distribuição; e
II - obedecerão ao mesmo percentual para todos os CCEAR aos quais sejam
aplicáveis.
“§ 4º As reduções dos montantes contratados de que tratam os incisos II e III do
caput deverão constar da declaração anual dos agentes de distribuição prevista no art. 18 para
os leilões “A-1”, referidos no inciso II do § 1
o
do art. 19.” (NR)
(Redação dada pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
Art. 30. Até 31 de dezembro de 2009, deverá ser considerado no inciso I do art.
29 os montantes de redução dos contratos firmados entre os agentes de distribuição e os
consumidores potencialmente livres que optarem por produzir energia elétrica para seu
consumo próprio, sob o regime de autoprodução.
Art. 31. A partir de 1º de janeiro de 2010, será facultada aos consumidores que
pretendam utilizar em suas unidades industriais energia elétrica produzida por geração
própria, em regime de autoprodução ou produção independente, a redução da demanda e da
energia contratadas ou a substituição dos contratos de fornecimento por contratos de conexão
e de uso dos sistemas elétricos, mediante notificação ao agente de distribuição ou agente
vendedor, aplicando-se o disposto no art. 49.
§ 1º As reduções ou substituições de que trata o caput somente terão eficácia e
produzirão seus efeitos se notificado o agente supridor com três anos de antecedência, exceto
se acordado de maneira diversa pelas partes.
§ 2º As reduções de que trata este artigo não ensejarão reduções nos CCEAR dos
agentes de distribuição.
Art. 32. As contratações decorrentes dos leilões de ajustes previstas no art. 26
deverão ser formalizadas diretamente entre as partes envolvidas, para entrega da energia no
submercado do agente de distribuição, mediante contratos bilaterais, devidamente registrados
na Aneel e na CCEE.
Parágrafo único. Os contratos decorrentes do leilão de ajustes deverão prever o
início de entrega da energia elétrica no prazo máximo de quatro meses, a contar da realização
do leilão, considerando como termo inicial o dia 1 o de cada mês, e conter cláusulas referentes
à constituição de garantias.
Art. 33. As contratações tratadas nesta Seção vigorarão pelos prazos previstos nos
respectivos contratos, independentemente do prazo final da concessão do agente de
distribuição.
Seção V
Do Repasse às Tarifas dos Consumidores Finais
Art. 34. Para regular o repasse às tarifas dos consumidores finais dos custos de
107
aquisição de energia elétrica previstos neste Decreto, a Aneel deverá calcular um Valor Anual
de Referência -VR, mediante aplicação da seguinte fórmula:
onde:
VL5 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica
proveniente de novos empreendimentos de geração realizados no ano “A - 5”, ponderado
pelas respectivas quantidades adquiridas;
Q5 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de
compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados no
Ano “A - 5”;
VL3 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica
proveniente de novos empreendimentos de geração realizados no ano “A - 3”, ponderado
pelas respectivas quantidades adquiridas; e
Q3 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de
compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados no
ano “A - 3”.
“Parágrafo único. Para efeito de cálculo do VR, não serão considerados os valores
e os montantes de energia proveniente de leilões de fontes alternativas." (NR)
(Parágrafo único acrescentado pelo Decreto nº
6.048, de 27.02.2007)
“Art. 35. Até 31 de dezembro de 2009, a Aneel deverá estabelecer o Valor de
Referência - VR conforme as seguintes diretrizes:”
(Redação dada pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
“I - para os anos de 2005, 2006 e 2007, o VR será o valor máximo de aquisição de
energia proveniente de empreendimentos existentes, nos leilões realizados em 2004 e 2005,
para início de entrega naqueles anos; e”
(Redação dada pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
“II - para os anos de 2008 e 2009, o VR será o valor médio ponderado de
aquisição de energia proveniente de novos empreendimentos de geração, nos leilões
realizados nos anos de 2005 e 2006, para início de entrega naqueles anos.” (NR)
(Redação dada pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
Art. 36. A Aneel autorizará o repasse a partir do ano-base “A” dos custos de
aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os arts. 15, 27 e 32 deste
Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, conforme os
seguintes critérios:
108
I - nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos
empreendimentos realizados no ano “A - 5”, observado o disposto no art. 40:
a) repasse do VR durante os três primeiros anos de suprimento da energia elétrica
adquirida; e
b) repasse integral do valor de aquisição da energia elétrica, a partir do quarto ano
de sua entrega;
II - nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos
empreendimentos realizados no ano “A - 3”, observado o disposto no art. 40:
a) repasse do VR durante os três primeiros anos de entrega da energia elétrica
adquirida, limitado ao montante correspondente a dois por cento da carga do agente de
distribuição comprador verificada no ano “A - 5”;
b) repasse integral do valor de aquisição da energia elétrica a partir do quarto ano
de sua entrega, limitado ao montante correspondente a dois por cento da carga do agente de
distribuição comprador verificada no ano “A - 5”; e
c) repasse ao menor valor entre o VL5 e o VL3, definidos no art. 34, da parcela
adquirida que exceder os montantes referidos nas alíneas “a” e “b” deste inciso;
III - nos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes,
repasse integral dos respectivos valores de sua aquisição, observado o disposto no art. 41;
IV - nos leilões de ajustes de que trata o art. 26, repasse integral até o limite do
VR; e
V - na contratação de energia elétrica proveniente de geração distribuída de que
trata o art. 15, repasse integral até o limite do VR.
“VI - nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de fontes alternativas,
repasse integral dos respectivos valores de aquisição.”
(inciso acrescentado pelo Decreto nº
6.048, de 27.02.2007)
§ 1º Deverá ser assegurada a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de
energia elétrica constantes dos contratos de que trata o caput, utilizando-se metodologia de
cálculo que deverá observar, dentre outras, as seguintes diretrizes:
I - o preço médio ponderado dos contratos de compra de energia elétrica
registrados, homologados ou aprovados na Aneel até a data do reajuste em processamento,
para entrega nos doze meses subseqüentes; e
II - a aplicação deste preço médio ponderado ao mercado de referência, entendido
como o mercado dos doze meses anteriores à data do reajuste em processamento.
§ 2º Para cumprimento do disposto no § 1º , a Aneel fica autorizada a celebrar, se
for o caso, aditivos aos Contratos de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia
Elétrica.
109
“§ 3º No caso de os montantes contratados nos leilões de energia proveniente de
novos empreendimentos realizados em “A-5” serem inferiores às quantidades declaradas
pelos agentes de distribuição, o limite de dois por cento de que tratam as alíneas “a” e “b” do
inciso II do caput poderá ser acrescido do percentual relativo à compra frustrada.”
(Parágrafo acrescentado pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
Ҥ 4
o
Relativamente à compra frustrada do leilão de energia elétrica proveniente
de novos empreendimentos, realizado em 2005, com início de suprimento a partir de janeiro
de 2009, aplica-se o disposto no § 3
o
ao repasse dos custos de aquisição de energia elétrica
decorrente do leilão de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos
“A-3”, realizado em 2006.”
(Parágrafo acrescentado pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
Ҥ 5
o
Entende-se por compra frustrada, para fins deste Decreto, a quantidade de
energia elétrica declarada pelo agente de distribuição e não contratada no respectivo leilão.”
(NR)
(Parágrafo acrescentado pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
Art. 37. Ficam mantidas as normas para cálculo do repasse dos custos de
aquisição da energia elétrica proveniente de contratos celebrados até 16 de março de 2004, da
Itaipu Binacional e das usinas contratadas na primeira etapa do PROINFA.
Art. 38. No repasse dos custos de aquisição de energia elétrica de que tratam os
arts. 36 e 37 às tarifas dos consumidores finais, a Aneel deverá considerar até cento e três por
cento do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de
fornecimento do agente de distribuição.
“Art. 39. Para os produtos com início de suprimento previsto para os anos de
2008 e 2009, observado o disposto nos §§ 3
o
e 4
o
do art. 36, será integral o repasse dos custos
de aquisição de energia
elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração decorrentes exclusivamente dos
leilões realizados em 2005 e 2006, não se aplicando o previsto nos incisos I e II do caput do
art. 36 e no art. 40.” (NR)
(Redação dada pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
Art. 40. O repasse às tarifas dos consumidores finais dos custos de aquisição de
energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração será limitado ao Valor de
Referência da Energia Existente - VRE, caso a contratação resultante de leilões de compra de
energia proveniente de empreendimentos existentes seja menor que o limite inferior de
recontratação.
§ 1º Entende-se por limite inferior de recontratação o valor positivo resultante da
seguinte equação:
110
LI=MR - 4% MI
onde:
LI é o limite inferior de contratação;
MR é o montante de reposição referido no art. 24; e
MI é o montante inicial de energia elétrica dos CCEAR considerado para a
apuração do MR.
§ 2º O VRE será calculado mediante a aplicação da seguinte fórmula:
onde:
VLE é o valor médio ponderado, em Reais por MWh, de aquisição de energia
elétrica proveniente de empreendimentos existentes nos leilões realizados no ano “A - 1”;
VR conforme definido no art. 34; e
VL5 conforme definido no art. 34.
§ 3º Nos três primeiros anos de suprimento, o mecanismo de repasse de que trata
este artigo deverá ser aplicado à parcela de energia elétrica proveniente de novos
empreendimentos adquirida nos leilões realizados no ano “A -3”, equivalente à diferença
entre o limite inferior de recontratação e a quantidade efetivamente contratada.
§ 4º Para efeito do disposto no § 3
o
, nos casos em que a quantidade de energia
adquirida nos leilões realizados no ano “A - 3” for insuficiente para aplicação do mecanismo
de repasse, será considerada quantidade de energia elétrica adquirida no ano “A - 5”.
§ 5º O disposto neste artigo não se aplica nos casos em que o limite inferior de
recontratação não tenha sido atingido por insuficiência de oferta nos leilões de energia
elétrica proveniente de empreendimentos existentes, realizados no ano “A - 1”, ao preço
máximo definido no § 2º do art. 19.
“Art. 41. Para fins de repasse às tarifas dos consumidores finais dos custos de
aquisição nos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes,
realizados nos anos de 2006 a 2008, para entrega no ano subseqüente ao do leilão, a Aneel
deverá observar o seguinte:”
(Redação dada pelo Decreto nº
5.499, de 25.07.2005)
I - repasse integral dos valores de aquisição de até um por cento da carga
verificada no ano anterior ao da declaração de necessidade do agente de distribuição
111
comprador, observado o disposto no § 2º do art. 19;
“II - repasse limitado a setenta por cento do valor médio do custo de aquisição de
energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes para entrega a partir de 2007 e
até 2009, referente à parcela que exceder o um por cento referido no inciso I.”
(Redação dada pelo Decreto nº
5.499, de 25.07.2005)
“§ 1º Exclusivamente para a energia adquirida no leilão "A-1" a ser promovido em
2008, o percentual referido no inciso I será acrescido da quantidade de energia contratada no
leilão "A-1" promovido em 2005, com prazo de duração de três anos.” (NR)
(Renumerado pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
(Anteriormente Parágrafo único acrescentado pelo Decreto nº
5.499, de
25.07.2005)
“§ 2º O repasse integral previsto no inciso I do caput aplica-se também à compra
frustrada, entendida conforme o disposto no § 5
o
do art. 36, decorrente dos leilões de compra
de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos realizados nos anos de 2005 e
2006 e que tenham a data de início de entrega da energia, respectivamente, nos anos de 2008
e 2009”.(NR)
(Parágrafo acrescentado pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
Art. 42. Na hipótese de o agente de distribuição não atender a obrigação de
contratar a totalidade de sua carga, a energia elétrica adquirida no mercado de curto prazo da
CCEE será repassada às tarifas dos consumidores finais ao menor valor entre o Preço de
Liquidação de Diferenças - PLD e o VR, sem prejuízo da aplicação do disposto no art. 3 º.
Parágrafo único. No caso dos montantes contratados nos leilões de energia
elétrica proveniente de empreendimentos existentes serem inferiores às quantidades
declaradas para a contratação no ano “A - 1”,
o repasse dos custos de aquisição no mercado de curto prazo da CCEE obedecerá o seguinte:
I - será integral, quando observar o limite correspondente ao montante de
reposição de que trata o § 1º do art. 24 , hipótese em que não será aplicado o disposto no art.
3º ;e
II - corresponderá ao menor valor entre o PLD e o VR, sem prejuízo da aplicação
do disposto no art. 3º , na parcela que exceder ao montante de reposição.
Art. 43. Caberá aos Ministérios de Minas e Energia e da Fazenda, em ato
conjunto, incluírem nos mecanismos de compensação de que trata a Medida Provisória nº
2.227, de 4 de setembro de 2001, as variações resultantes dos custos de aquisição de energia
elétrica não consideradas no reajuste tarifário promovido no ano anterior.
§ 1º As variações de que trata o caput serão calculadas em função das
modificações de preços, incluídas as decorrentes dos §§ 3º e 4º do art. 28, expressos em Reais
por MWh, efetivamente praticados na aquisição de energia elétrica.
112
§ 2º A aplicação do disposto neste artigo fica condicionada à celebração do
aditivo contratual de que trata o § 2º do art. 36.
“Art. 44. A partir de 1
o
de janeiro de 2006, no reajuste ou revisão tarifária, a
Aneel deverá contemplar a previsão para os doze meses subseqüentes dos custos com os
encargos de que trata o art. 59 e com os custos variáveis relativos aos CCEAR na modalidade
por disponibilidade de energia elétrica”.
(Redação dada pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
Parágrafo único. O Operador Nacional do Sistema Elétrico –NOS informará até o
dia 31 de outubro de cada ano e a Aneel aprovará a estimativa dos custos relativos ao encargo
de que trata o caput.
Art. 45. O repasse aos consumidores finais dos custos de aquisição de energia
elétrica dos agentes de distribuição que tenham mercado próprio inferior a 500 GWh/ano,
quando esta for adquirida mediante processo de licitação por eles promovidos, será limitado
ao custo de aquisição da energia proveniente de seu supridor local, com tarifas reguladas pela
Aneel.
“Art. 46. Para efeito do repasse de que trata esta Seção, será aplicado o VR
vigente no ano de início da entrega da energia contratada, cabendo à Aneel garantir a
manutenção do valor econômico do VR, mediante aplicação do índice de correção monetária
previsto nos CCEAR, tendo janeiro como mês de referência.” (NR)
(Redação dada pelo Decreto nº
5.911 de 27.09.2006)
113
CAPÍTULO III
DA COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO AMBIENTE DA
CONTRATAÇÃO LIVRE
Art. 47. A contratação no ACL dar-se-á mediante operações de compra e venda
de energia elétrica envolvendo os agentes concessionários, permissionários e autorizados de
geração, comercializadores, importadores, exportadores de energia elétrica e consumidores
livres.
Parágrafo único. As relações comerciais entre os agentes no ACL serão
livremente pactuadas e regidas por contratos bilaterais de compra e venda de energia elétrica,
onde estarão estabelecidos, entre outros, prazos e volumes.
Art. 48. Os consumidores ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão
de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, quando
adquirirem energia na forma prevista no § 5º do art. 26 da Lei n º 9.427, de 26 de dezembro
de 1996, serão incluídos no ACL.
Art. 49. Os consumidores potencialmente livres que tenham contratos com prazo
indeterminado só poderão adquirir energia elétrica de outro fornecedor com previsão de
entrega a partir do ano subseqüente ao da declaração formal desta opção ao seu agente de
distribuição.
§ 1º O prazo para a declaração formal a que se refere o caput será de até quinze
dias antes da data em que o agente de distribuição está obrigado, nos termos do art. 18, a
declarar a sua necessidade de compra de energia elétrica com entrega no ano sub-seqüente,
exceto se o contrato de fornecimento celebrado entre o consumidor potencialmente livre e o
agente de distribuição dispuser expressamente em contrário.
§ 2º A opção do consumidor potencialmente livre poderá abranger a compra de
toda a carga de sua unidade consumidora, ou de parte dela, garantido seu pleno atendimento
por meio de contratos, cabendo à Aneel acompanhar as práticas de mercado desses agentes.
§ 3º O prazo definido no caput poderá ser reduzido a critério do respectivo agente
de distribuição.
Art. 50. Os consumidores livres e aqueles referidos no art. 48 deverão ser agentes
da CCEE, podendo ser representados, para efeito de contabilização e liquidação, por outros
agentes dessa Câmara.
Art. 51 Os consumidores livres e aqueles referidos no art. 48 estarão sujeitos ao
pagamento de todos os tributos e encargos devidos pelos demais consumidores, salvo
expressa previsão legal ou regulamentar em contrário.
Parágrafo único. Para dar cumprimento ao disposto no caput, a Aneel poderá
determinar que os encargos, taxas e contribuições setoriais sejam pagos no momento da
114
liquidação das transações no mercado de curto prazo da CCEE.
Art. 52. Os consumidores livres deverão formalizar junto ao agente de
distribuição local, com antecedência mínima de cinco anos, a decisão de retornar à condição
de consumidor atendido mediante tarifa e condições reguladas.
Parágrafo único. O prazo definido no caput poderá ser reduzido a critério do
respectivo agente de distribuição.
Art. 53. A emissão das manifestações formais de que tratam os arts. 49 e 52
implicará a assunção da responsabilidade pelo ressarcimento de eventuais prejuízos causados
pelo seu descumprimento.
Art. 54. No ACL, a comercialização de energia elétrica pelos agentes vendedores
sob controle federal, estadual e municipal poderá ser realizada das seguintes formas:
I - leilões exclusivos para consumidores finais ou por estes promovidos;
II - oferta pública para atendimento à expansão da demanda de consumidores
existentes ou a novos consumidores;
III - leilões, chamadas ou ofertas públicas junto a agentes vendedores e
exportadores; e
IV - aditamentos de contratos de fornecimento de energia elétrica, em vigor no dia
26 de agosto de 2002, firmados entre os agentes vendedores de que trata o caput e seus
consumidores finais, com vigência até 31 de dezembro de 2010.
§ 1º A comercialização de que tratam os incisos I, II e III do caput deste artigo
deverá observar critérios de transparência, publicidade e garantia de acesso a todos os
interessados.
§ 2º Os aditamentos previstos no inciso IV do caput somente poderão ser
celebrados após a segmentação e a imediata substituição dos atuais contratos de fornecimento
de energia por contratos equivalentes de conexão e uso dos sistemas de transmissão ou
distribuição e de compra de energia elétrica, observado o seguinte:
I - o contrato de compra e venda de energia elétrica deverá ser celebrado com o
respectivo agente vendedor;
II - o contrato de uso do sistema de transmissão deverá ser celebrado com o ONS,
e o de conexão com a concessionária de transmissão no ponto de acesso, na hipótese de as
instalações do consumidor estarem conectadas à rede básica; e
III - os contratos de uso e de conexão deverão ser celebrados com agente de
distribuição, na hipótese de as instalações do consumidor estarem conectadas à rede de
distribuição desse agente.
§ 3º A tarifa aplicada nos contratos de compra e venda de energia elétrica
mencionados no 2º deverá ser calculada com base nas tarifas de fornecimento vigentes,
deduzidas as tarifas de uso das instalações de transmissão ou de distribuição e as tarifas de
conexão, fixadas pela Aneel.
115
§ 4º Os reajustes da tarifa da energia elétrica dar-se-ão conforme a variação anual
do Índice Geral de Preços do Mercado -IGP-M, ou em outros termos anteriormente pactuados
pelas partes no respectivo contrato de fornecimento.
Art. 55. A oferta pública de que trata o inciso II do caput do art. 54 deverá ser
realizada para atendimento da carga:
I - correspondente à expansão de consumidores existentes que tenham carga igual
ou superior a 50 MW; ou
II - de novos consumidores que tenham carga igual ou superior a 50 MW.
Parágrafo único. A contratação ou opção de contratação decorrente da oferta
pública de que trata
o caput deverá ocorrer até 15 de setembro de 2005 e terá prazo máximo de dez anos,
prorrogável uma única vez, por igual período.
116
CAPÍTULO IV
DA CONTABILIZAÇÃO E LIQUIDAÇÃO DE DIFERENÇAS NO MERCADO DE
CURTO PRAZO
Art. 56. Todos os contratos de compra e venda de energia elétrica firmados pelos
agentes, seja no ACR ou no ACL, deverão ser registrados na CCEE, segundo as condições e
prazos previstos em procedimento de comercialização específico, sem prejuízo de seu
registro, aprovação ou homologação pela Aneel, nos casos aplicáveis.
Parágrafo único. A CCEE poderá exigir a comprovação da existência e validade
dos contratos de que trata o caput.
Art. 57. A contabilização e a liquidação mensal no mercado de curto prazo serão
realizadas com base no PLD.
§ 1º O PLD, a ser publicado pela CCEE, será calculado antecipadamente, com
periodicidade máxima semanal e terá como base o custo marginal de operação, limitado por
preços mínimo e máximo, e deverá observar o seguinte:
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 elétrica dos agentes;
III - os mecanismos de segurança operativa, podendo incluir curvas de aversão ao
risco de déficit de energia;
IV - o custo do déficit de energia elétrica;
V - as restrições de transmissão entre submercados;
VI - as interligações internacionais; e
VII - os intervalos de tempo e escalas de preços previamente estabelecidos que
deverão refletir as variações do valor econômico da energia elétrica.
§ 2º O valor máximo do PLD, a ser estabelecido pela Aneel, será calculado
levando em conta os custos variáveis de operação dos empreendimentos termelétricos
disponíveis para o despacho centralizado.
§ 3º O valor mínimo do PLD, a ser estabelecido pela Aneel, será calculado
levando em conta os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas, bem como os
relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e royalties .
§ 4º O critério determinante para a definição dos submercados será a presença e
117
duração de restrições relevantes de transmissão aos fluxos de energia elétrica no SIN.
§ 5º O cálculo do PLD em cada submercado levará em conta o ajuste de todas as
quantidades de energia pela aplicação do fator de perdas de transmissão, relativamente a um
ponto comum de referência, definido para cada submercado.
§ 6º A liquidação no mercado de curto prazo far-se-á no máximo em base mensal.
Art. 58. O processo de contabilização e liquidação de energia elétrica, realizado
segundo as regras e os procedimentos de comercialização da CCEE, identificará as
quantidades comercializadas no mercado e as liquidadas ao PLD.
Art. 59. As regras e procedimentos de comercialização da CCEE poderão prever
o pagamento de um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema,
inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do SIN, que compreenderão, dentre
outros:
I -custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de
mérito, por restrições de transmissão dentro de cada submercado;
II - a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos geradores para
a regulação da freqüência do sistema e sua capacidade de partida autônoma;
III - a reserva de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior
aos valores de referência estabelecidos para cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS,
necessária para a operação do sistema de transmissão; e
IV - a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da
tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas.
118
CAPÍTULO V
DAS OUTORGAS DE CONCESSÕES
Art. 60. Atendidas as disposições legais, aos vencedores das licitações que
oferecerem energia proveniente de novos empreendimentos de geração, conforme definido em
edital, serão outorgadas:
I - concessões, sempre a título oneroso, para geração de energia elétrica sob
regime:
a) de serviço público; ou
b) de uso de bem público, no caso de autoprodução ou produção independente; ou
II - autorizações.
Parágrafo único. Em se tratando de importação de energia elétrica, as autorizações
deverão incluir, quando necessário, a implantação dos sistemas de transmissão associados e
prever o livre acesso a esses sistemas, nos limites da sua disponibilidade técnica, mediante
pagamento de encargo, a ser aprovado pela Aneel.
Art. 61. O Ministério de Minas e Energia autorizará a implantação de novos
empreendimentos de geração termelétrica somente quando comprovada a disponibilidade dos
combustíveis necessários à sua operação.
Parágrafo único. A autorização de que trata o caput poderá ser condicionada à
possibilidade do empreendimento de geração termelétrica operar utilizando combustível
substituto.
Art. 62. O Ministério de Minas e Energia deverá celebrar, na outorga de
concessões, os respectivos contratos de concessão de geração de serviço público ou de uso de
bem público com os vencedores dos leilões, observado o disposto nos arts. 19 a 21.
Art. 63. A outorga de autorização será feita pelo Ministério de Minas e Energia.
Art. 64. No período de até doze meses anterior ao término da concessão de
empreendimento existente de geração hidrelétrica, a Aneel, observado o disposto no art. 4 o
da Lei nº 9.074, de 1995, realizará licitação para outorga de nova concessão e celebração de
novo contrato de concessão e respectivos CCEAR.
119
CAPÍTULO VI
DAS DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS
Art. 65. O Ministério de Minas e Energia assumirá as competências e executará as
atribuições da EPE até sua efetiva criação e funcionamento.
Art. 66. O Ministério de Minas e Energia estabelecerá metodologia para
utilização de sinal locacional no cálculo das tarifas de uso dos sistemas de transmissão,
visando a sua estabilidade, e no cálculo dos fatores de perdas aplicáveis à geração e ao
consumo de energia elétrica.
Art. 67. A EPE deverá submeter, para aprovação do Ministério de Minas e
Energia, 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.
Art. 68. Enquanto não constituída a CCEE e instituídas a convenção, as regras e
os procedimentos de comercialização, permanecerão válidas todas as normas e atos expedidos
pela Aneel e aplicáveis às operações realizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia
Elétrica - MAE relativos à comercialização de energia elétrica de que trata este Decreto,
inclusive no que diz respeito à manutenção dos direitos e obrigações decorrentes das relações
mantidas entre o MAE e seus agentes.
Art. 69. As concessionárias de geração de serviço público sob controle privado e
os produtores independentes de energia poderão aditar os contratos iniciais ou equivalentes
que estavam em vigor em 16 de março de 2004, observados os prazos e condições previstos
no Decreto nº 4.767, de 26 de junho de 2003.
Art. 70. A Aneel deverá estabelecer os mecanismos de regulação e fiscalização
para dar cumprimento a obrigação de separação das atividades de distribuição das de geração
e transmissão prevista na Lei nº 9.074, de 1995.
§ 1º As concessionárias obrigadas ao cumprimento do previsto no caput deverão
observar, nas suas declarações de necessidade de contratação de energia de que trata o art. 18,
a redução gradual de contratação de sua geração própria, conforme estabelecido no art. 10 da
Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, e respectiva regulação da Aneel.
§ 2º Os agentes, cujos contratos de concessão de distribuição incluam geração
distribuída, nos termos dos §§ 1º e 2º do art. 15, poderão registrar e homologar na Aneel e na
CCEE contratos de compra e venda de energia elétrica de suas respectivas unidades
geradoras, desde que a vigência seja a mesma do contrato de concessão e o preço seja o do
último reajuste ou revisão de tarifas do agente de distribuição.
Art. 71. Conforme disciplina a ser emitida pela Aneel até outubro de 2005, as
concessionárias de serviços públicos de distribuição deverão incorporar a seus patrimônios as
120
redes particulares de energia elétrica 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.
§ 1º Considera-se, para fins do disposto no caput, rede particular a instalação
elétrica, em qualquer tensão, utilizada para o fim exclusivo de prover energia elétrica para
unidades de consumo de seus proprietários e conectada em sistema de transmissão ou de
distribuição de energia elétrica.
§ 2º As concessionárias de serviços públicos de transmissão e de distribuição de
energia elétrica deverão cientificar, até 30 de novembro de 2004, os proprietários de redes
particulares conectadas a seus respectivos sistemas sobre o disposto no art. 15 da Lei nº
10.848, de 2004, neste artigo e no ato da Aneel que disciplinar a matéria.
§ 3º O proprietário de rede particular já instalada que não dispuser de ato
autorizativo do poder concedente poderá requerê-lo até 30 de outubro de 2005, apresentando
as informações e documentos que forem exigidos pela Aneel, incluindo a comprovação da
titularidade sobre os imóveis em que se situa a rede particular, ou da respectiva autorização de
passagem.
§ 4º A Aneel deverá expedir o ato autorizativo de que trata o § 3º até 31 de
dezembro de 2005, desde que atendidas as condições requeridas para sua expedição.
§ 5º A partir de 1 o de janeiro de 2006, as redes particulares que não dispuserem
de ato autorizativo serão incorporadas ao patrimônio das concessionárias de serviços públicos
de distribuição de energia elétrica, conforme as respectivas áreas de concessão, mediante
processo formal a ser disciplinado pela Aneel, observadas as seguintes condições:
I - comprovação pela concessionária do cumprimento do disposto no § 2º ;e
II - avaliação prévia das instalações, para o fim de fixação do valor a ser
indenizado ao titular da rede particular a ser incorporada.
§ 6º Os custos decorrentes da incorporação de que trata o § 5º , incluindo a
reforma das redes, após aprovação pela Aneel, serão considerados nos processos de revisão
tarifária da concessionária incorporadora.
§ 7º Não serão objeto da incorporação de que trata o § 5º deste artigo as redes, em
qualquer tensão, de interesse exclusivo de agentes geradores que conectem suas instalações de
geração à rede básica, à rede de distribuição, ou a suas instalações de consumo, desde que
integrantes das respectivas concessões, permissões ou autorizações.
"§ 8º As redes particulares instaladas exclusivamente em imóveis de seus
proprietários não serão objeto de ato autorizativo ou de incorporação, salvo, neste último
caso, se houver expresso acordo entre as partes." (NR)
(Redação dada pelo Decreto nº
5.597 de 28.11.2005)
Art. 72. A partir de outubro de 2004, nas datas dos respectivos reajustes ou
revisões tarifárias, o que ocorrer primeiro, os agentes de distribuição e agentes vendedores
deverão celebrar, com seus consumidores potencialmente livres, contratos distintos para a
conexão e uso dos sistemas de transmissão ou distribuição e para a compra de energia elétrica.
121
§ 1º Até 30 de setembro de 2004, a Aneel deverá regular o valor da tarifa de
energia elétrica referente aos contratos de compra de que trata o caput.
§ 2º Na celebração de novos contratos de compra de energia elétrica e na
prorrogação de contratos existentes dos consumidores de que trata o caput, deverão ser
incluídas cláusulas de prazos e condições de aquisição de energia elétrica por outro
fornecedor, na forma do art. 49.
Art. 73. As concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica
poderão, 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
doze meses:
I -ao oferecimento de depósito-caução, limitado ao valor inadimplido, não se
aplicando o disposto neste inciso ao consumidor integrante da Classe Residencial; ou
II - à comprovação de vínculo entre o titular da unidade consumidora e o imóvel
onde ela se encontra, não se aplicando o disposto neste inciso ao consumidor integrante da
Subclasse Residencial Baixa Renda.
§ 1º Em se tratando de inadimplência de consumidor potencialmente livre, o
agente de distribuição poderá exigir que o usuário inadimplente, para utilização do serviço de
distribuição, apresente contrato de compra de energia firmado com agente vendedor,
conforme disciplina a ser estabelecida pela Aneel.
§ 2º Não se aplica o disposto nos incisos I e II do caput aos consumidores que
prestam serviços públicos essenciais.
Art. 74. Os autoprodutores e produtores independentes não estão sujeitos ao
pagamento das quotas da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, tanto na produção
quanto no consumo, exclusivamente com relação à parcela de energia elétrica destinada a
consumo próprio.
Art. 75. A Aneel expedirá normas complementares para a execução do disposto
neste Decreto.
Art. 76. Ficam revogados os §§ 1º e 2º do art. 3º , o art. 7º , o art. 10 e o inciso III
do art. 25 do Decreto nº 2.003, de 10 de setembro de 1996; os §§ 6º , 7º , 8º e 9º do art. 1º e os
arts. 5º a 9º do Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002.
Art. 77. Após a instituição da convenção, das regras e dos procedimentos de
comercialização referidos no art. 68, ficam revogados os arts. 13 a 18 do Decreto nº
2.655, de
2 de julho de 1998.
Art. 78. Este Decreto entra em vigor na data de sua publicação.
Brasília, 30 de julho de 2004; 183º da Independência e 116º da República.
LUIZ INÁCIO LULA DA SILVA
Dilma Vana Rousseff
Este texto não substitui o publicado no D.O. de 30.07.2004, seção 1, p. 1, v. 141, n. 146-A.
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