Guia do Cliente Livre
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Guia do Cliente Livre
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Introdução
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A compra de energia elétrica na condição de “Cliente livre” implica
na possibilidade de obter contratos compatíveis com as efetivas
necessidades do comprador, com as suas diretrizes de gerenciamento de consumo e com preço estável da energia elétrica.
De qualquer forma, é indispensável que o cliente, ao tomar a decisão de ser livre, disponha de uma estratégia na utilização da energia elétrica e de adequadas informações, tanto em termos de perspectiva de preços como de disponibilidade.
O objetivo do GUIA DO CLIENTE LIVRE é fornecer estas informações
básicas, necessárias ao processo decisório.
A presente versão do GUIA DO CLIENTE LIVRE apresenta uma visão
sintética, porém abrangente, do setor brasileiro de energia elétrica,
em particular em relação aos interesses dos “clientes potencialmente livres” e dos “clientes livres”.
A apresentação de um histórico e das reformas setoriais implantadas a partir de 1995 são consideradas de interesse para o melhor
entendimento do presente momento do setor de energia elétrica.
O “GUIA DO CLIENTE LIVRE” contém informações que se destinam
a apresentar uma visão básica dos assuntos tratados, expostos
de forma simplificada e resumida. Recomenda-se aos interessados
um aprofundamento dos conhecimentos mediante análise da regulamentação oficial. A DUKE ENERGY INTERNATIONAL, GERAÇÃO
PARANAPANEMA S.A., não se responsabiliza pela utilização ou citação das informações aqui apresentadas, sejam quais forem as
finalidades das mesmas.
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Histórico do setor Elétrico
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2.1 As primeiras iniciativas
2.2 A evolução da potência instalada
2.3 Crises no setor
2.1 As primeiras iniciativas
No início de 1879, D. Pedro II concedeu a Thomas Edison o privilégio
de introduzir em nosso país os aparelhos e processos inventados
pelo engenheiro norte-americano para a utilização da luz elétrica,
que o imperador conhecera na Exposição de Filadélfia três anos
antes. Era intenção de D. Pedro II que esses inventos fossem logo
introduzidos no Brasil.
Ainda em 1879 foram acesas as primeiras lâmpadas visando a
iluminação da Estação da Corte da Estrada de Ferro D. Pedro II,
utilizando energia de um gerador localmente instalado.
Em 1881, a Diretoria Geral dos Telégrafos instalou 16 1âm¬padas e
dois geradores num trecho do jardim do Campo da Aclamação (atual
Pra¬ça da República), no Rio de Janeiro.
A hidrelétrica de Ribeirão do Inferno, construída em 1883, foi a
primeira usina elétrica do Brasil e destinou-se ao uso privativo de
uma mineradora, em Diamantina (MG).
A energia elétrica de utilidade pública foi implantada em 1883. A
cidade de Campos, no Estado do Rio de Janeiro, foi a primeira a
receber iluminação pública com a instalação de 39 lâmpadas,
suprida por uma usina termelétrica com potência de 25kW, dotada
de 3 “dínamos”.
Em 1887, foi instalado o sistema de iluminação em Porto Alegre,
com suprimento por uma termelétrica de 160kW.
A primeira usina hidrelétrica para serviço público, no Brasil, foi a
Marmelos-Zero construída no Rio Paraibuna, na região de Juiz de
Fora (MG), com potência de 250kW, e entrou em operação em 1889.
A “São Paulo Railway Light and Power Company”, autorizada a
operar no Brasil em 1899, se desenvolveu rápida e notavelmente,
o mesmo acontecendo com a “Rio de Janeiro Tramway Light and
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Power Company”, constituída em 1904, ambas sob controle de
capital canadense.
No início a energia elétrica era obtida pela Light numa usina
termelétrica na rua São Caetano, com 1.000 kW de capacidade
instalada.
Em setembro de 1901, a Light inaugurou a usina hidrelétrica de
Parnaíba (atual Edgard de Souza) no rio Tietê, a 33 km de São Paulo,
com uma capacidade inicial de 2.000 kW e logo ampliada (1903)
para 4.000 kW.
Em 1908 a Light inaugurou, para atender o Rio de Janeiro, a Usina
de Fontes em Piraí. Com capacidade instalada de 24 MW, a referida
usina era, na ocasião, a maior usina hidrelétrica do Brasil e uma das
maiores do mundo.
Em 1910 várias cidades do interior de São Paulo já contavam com
serviços de energia elétrica, como: Campinas, Rio Claro, Ribeirão
Preto, Araraquara, Sorocaba, Piracicaba, Botucatu, Jaú, São Manoel,
Bragança Paulista, Guaratinguetá etc.
Em 1920 o número de empresas no Brasil chegava a 320.
Diante do grande crescimento da demanda, a São Paulo Light resolveu
construir a usina de Cubatão (atual Henry Borden). O “Projeto da
Serra” era composto da usina (no sopé da serra), de um sistema de
barragens e reservatórios destinados a represar as águas dos rios
Grande e das Pedras e de tubos adutores, pelos quais a água caia de
uma altura de mais de 700 metros. A usina entrou em funcionamento
em outubro de 1926, com 28.000 kW ins¬talados. Posteriormente
a usina foi ampliada, chegando a 76.000 kW. Com as posteriores
obras de retificação e reversão do rio Pinheiros a capacidade foi
ampliada para 880 MW.
No período pós guerra (1945), várias empresas estatais (federais e
estaduais) foram criadas para investir na expansão da geração e dos
demais sistemas.
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2.2 A evolução da potência instalada
Em 1900, o Brasil possuía uma potência instalada de 12MW,
sendo 6,5MW gerados por 6 termelétricas e 5,5MW gerados por 5
hidrelétricas.
Em 1950, a evolução da potência instalada chegou a 1.883MW, com
347MW produzidos por 987 usinas termelétricas e 16 usinas mistas,
e 1.536MW gerados por 1.089 hidrelétricas. Já nesse ano, a parcela
hidrelétrica representava 82% da capacidade instalada.
Em 2001, transcorridos 50 anos, a potência instalada alcançou
72.810MW constituída por 61.555MW de geração hidrelétrica
(mantidos os 82%), 6.944MW de geração termelétrica e 1.966MW de
geração nuclear. Adicionalmente, havia ainda 5.500MW importados
de Itaipu, mais 1.150MW de outras importações.
Ao final de maio de 2015, segundo a ANEEL, o Brasil dispõe de
4.386 empreendimentos de geração em operação, totalizando
136.775,90 MW de potência fiscalizada. (a potência outorgada é
de 140.838,17 MW). O total acima não inclui 7.000 MW da parte
paraguaia de Itaipu.
Da capacidade instalada, 65,79% são de hidrelétricas.
2.3 Crises no setor
A primeira grande crise de energia ocorreu no período de 1924 a
1925, em São Paulo, devido à falta de chuvas, que interferiu no
volume de águas do Rio Tietê, afetando a geração de energia.
Durante dez anos (1937 a 1947), a expansão da geração de energia
no Brasil foi afetada pela II Guerra Mundial e, entre os anos de 1950
a 1955, a situação foi agravada pela falta de investimentos, aliada
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Tipos de Usinas em Operação
Junho de 2015
Potência
Quantidade Fiscalizada (kW) % em 2015 % em 2011
Hidrelétricas
Convencionais
201
84.853.838
62,04
82,20
PCHs
476
4.802.494
3,51
1,14
Mini centrais
hidrelétricas
497327.1560,24
Termelétricas
Nucleares
Eólicas
Fotovoltáicas
TOTAL
_
2.603
38.762.681
28,34
14,00
2
1.990.000
1,45
2,63
272
6.024.549
4,4
0,03
_
317 15.1790,01
4.368
136.775.897 100 a um longo período de escassez de chuvas em toda a Região
Sudeste, ocasionando racionamentos em São Paulo, Rio de Janeiro
e Minas Gerais.
No início da década de 1950, com as tarifas de empresas privadas
contidas, disto decorrendo adversas condições de investimentos
privados para cobrir necessidade acumulada de expansão do setor
elétrico, a tendência do momento político e econômico do país foi
a concentração de esforços governamentais. Com a criação da
Eletrobrás (Centrais Elétricas Brasileiras), em 1961, nas décadas
de 1960 e 1970 houve um processo de desenvolvimento baseado
11
100
em iniciativas estatais sob financiamento de organismos financeiros
nacionais e internacionais e de recursos de consumidores (imposto
único e empréstimo compulsório).
Já no início da década de 1980, o planejamento do setor elétrico
tornou-se um campo de estudos de maior complexidade.
Paralelamente, configurou-se uma nova fase de escassez de recursos
financeiros, aliada aos longos períodos exigíveis para a construção e
início de operações de hidrelétricas.
Praticamente todos os segmentos do setor elétrico eram de
propriedade pública (federal e estadual, no caso de geração e
transmissão; estadual e municipal, no caso de distribuição e
comercialização), sendo que apenas 0,1% dos ativos de geração e/
ou distribuição eram explorados por pequenas empresas privadas de
âmbito municipal.
Entre 1970/1996, configurava-se um horizonte crítico para o setor
elétrico. Profundas transformações na estrutura produtiva e no grau
de urbanização do país aumentaram o consumo brasileiro de energia
elétrica em taxas elevadas e bem superiores às da população. Nesse
período, a taxa média de crescimento demográfico foi de cerca
de 2% ao ano, enquanto o consumo de energia elétrica cresceu a
uma taxa média próxima de 8% ao ano, com o consumo per capita
evoluindo de 411,6 KWh para 1.723,4 KWh.
Esse crescimento foi bastante superior ao da economia que, entre
1970 e 1996, cresceu em torno de 4,5% ao ano. Evidenciava-se um
risco de déficit, vinculado ao cumprimento rigoroso de um cronograma
de implantação de unidades geradoras, com datas firmes de entrada
em operação e que exigiriam valores de investimentos no período
1996/2000 bem superiores aos realizados nos anos anteriores.
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O setor elétrico brasileiro não dispunha dos recursos financeiros
necessários para o aumento da produção, uma vez que os
Governos Estaduais e Federal haviam esgotado sua capacidade de
financiamento e endividamento, tornando estratégico o investimento
privado e resultando na Reforma do Setor Elétrico, iniciada em 1995.
Em paralelo, a nova Constituição Federal, promulgada em 1988,
passou a exigir licitações para as novas concessões e permissões de
serviços públicos. A regulamentação das licitações de concessões
e permissões de serviços públicos só veio a ser definida com
a Lei nº 8.987 de 1995. Como consequência desta situação, os
investimentos na ampliação da geração estiveram praticamente
estagnados durante grande parte da década de 1990.
Na segunda metade da década de 90 e início da década de 2000,
o sistema de geração (predominantemente hidrelétrico) foi operado
com uma utilização intensa dos reservatórios das usinas, muitas
vezes considerando-os como se fossem de regularização anual e
não plurianual.
Diante do risco de uma crise de abastecimento, o Governo Federal
tentou implementar uma série de medidas, todas elas mal sucedidas,
com o objetivo de evitar ou pelo menos aliviar a deterioração da
situação energética, dentre as quais:
n gestões da Eletrobrás, em meados de 1999, procurando
identificar e contratar geração emergencial, especialmente usinas térmicas montadas em barcaças, visando compensar parte do atraso antevisto de Angra II;
n instituição do PPT - Programa Prioritário de Termoelétricas, apresentado como a solução para evitar uma crise
de abastecimento;
13
n realização de leilão pela ASMAE, definido pela ANEEL em
21 de dezembro de 2000, pela Resolução nº 560, visando contratar suprimento adicional de energia elétrica no
período de 2001 a 2003, num montante de, no máximo,
2.500 MW a um preço inferior ou igual a R$ 95,41 por
megawatt/hora.
O sistema passou a contar com a necessidade de que todos os
anos fossem “chuvosos” para recuperar parcialmente os níveis dos
reservatórios. Em 2000 admitia-se que o próximo período de chuvas
deveria atingir pelo menos 80% da média histórica para que o sistema
não enfrentasse problemas. Mas sabia-se que a probabilidade de
ocorrência de uma vazão abaixo de 80% da média era muito alta,
de quase 30%.
Em 2001, a média de chuvas no Sudeste ficou em 70% no mês de
janeiro e em 64% no mês de fevereiro. No Nordeste, a média foi de
70% em janeiro e 35% em fevereiro.
Em maio de 2001 os cálculos do ONS indicaram a necessidade de
redução substancial e imediata do consumo de energia elétrica no
País como única forma de impedir o completo esvaziamento dos
reservatórios e de assegurar a passagem pelo período seco que
viria a seguir.
Diante da crise, o Governo Federal criou, em 10 de maio de 2001,
a GCE - Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, sendo a
ela atribuídos poderes extraordinários, inclusive o de tomar decisões
imediatas, em caráter de última instância, sobre temas cuja
competência pertencia ao Poder Executivo.
O governo federal optou por não impor um racionamento através de
cortes de cargas setoriais ou regionais, implantando medidas que
atribuíam aos consumidores a missão de reduzir os seus consumos.
14
As metas de redução de consumo foram baseadas no consumo
individual para os meses de maio, junho e julho do ano anterior
(2000). Para forçar o atendimento das metas, o Governo estabeleceu
um regime de “sobretarifa” para aqueles que ultrapassassem suas
metas e de bônus para aqueles que economizassem mais.
Cada consumidor teve direito de decidir quando e como cumpriria
suas metas de redução do consumo. Foram fixadas metas
razoavelmente flexíveis, procurando proteger o pequeno consumidor
e alguns setores produtivos.
As metas de redução de consumo foram de 20% para os
consumidores residenciais com consumo superior a 100 KWh/mês e
para os consumidores comerciais. Para os consumidores industriais
a meta de redução foi de 20% a 25%.
As empresas que conseguiram economizar mais do que lhes
fora estabelecido pela meta puderam vender seus direitos de
consumir para outras empresas, criando um mercado que operou
satisfatoriamente.
O racionamento, conjugado com a crise econômica da Argentina e
com a crise internacional constatada na segunda metade de 2001,
principalmente depois dos eventos de 11 de setembro, fez com que
o crescimento do PIB, em 2001, tenha se limitado a 1,5% contra o
crescimento de quase 4,5% no ano anterior.
Em 28 de fevereiro de 2002, com os reservatórios em considerável
processo de recuperação, foi encerrado o racionamento. A energia
economizada pelos consumidores durante o período de restrição do
consumo foi superior a 38 milhões de MWh.
Com a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE,
em 2004, o Governo Federal procura evitar o desabastecimento
do mercado de energia elétrica. Para isto o Comitê acompanha a
evolução do mercado consumidor, o desenvolvimento dos programas
de obras e a situação dos reservatórios de hidrelétricas.
15
Importante destacar que o parque gerador brasileiro continua sendo
predominantemente hidrelétrico. Entretanto as novas grandes
usinas estão sendo construídas sem reservatórios de regularização
plurianual, isto é, capazes de armazenar água nos anos chuvosos
para utilizá-la nos anos secos. Tal circunstância torna o sistema cada
vez mais dependente da disponibilidade de usinas termelétricas,
capazes de completar as necessidades de geração em anos menos
chuvosos, porém com elevados custos unitários.
A partir do segundo semestre de 2012 o sistema hidrelétrico
apresentou sintomas de possível início de período seco. Em 2013
os sintomas se confirmaram e em 2014 e 2015 a baixa pluviosidade
provocou uma importante redução dos níveis dos reservatórios.
A crise decorrente teve vários aspectos, atingindo especialmente
os geradores hidrelétricos, as empresas distribuidoras, muitos
consumidores livres e, em 2015, os consumidores cativos das
distribuidoras.
Em setembro de 2012 o Governo Federal adotou uma série
de medidas que objetivavam a redução de tarifas pagas pelos
consumidores de energia elétrica. Isto foi feito através da Medida
Provisória 579 (posteriormente convertida na Lei 12.783/13).
No citado ano de 2012 venceram vários contratos de venda de energia
de geradoras para distribuidoras. Uma parte importante da energia
destes contratos (mas não toda) foi substituída pelo direcionamento
às distribuidoras, mediante cotas, da energia produzida pelas usinas
hidrelétricas que tiveram seus contratos de concessão prorrogados
em 2012.
Em decorrência da opção do MME de não realizar, em 2012, um
leilão de energia de empreendimentos existentes, as distribuidoras
iniciaram o ano de 2013 sem contratos suficientes para atender
seus mercados.
16
Em 2013 e 2014 o MME determinou a realização de leilões de venda
de energia de empreendimentos existentes, sem que os mesmos
completassem as necessidades de contratação das distribuidoras.
Em relação à geração, o Comitê de Monitoramento do Setor
Elétrico - CMSE orientou o ONS no sentido de enfrentar a crise
hídrica despachando a máxima geração termelétrica possível,
independentemente dos altos custos que a mesma representava.
Em consequência, o valor do PLD da CCEE passou a atingir o limite
máximo definido pela ANEEL.
A insuficiência de contratos por parte das distribuidoras deixou as
mesmas expostas ao mercado de curto prazo, onde os valores do
PLD eram extremamente elevados. Com as tarifas efetivamente
reduzidas (quase 20%) e custos muito elevados na compra de
energia, as distribuidoras passaram a enfrentar sérios problemas de
caixa.
O Governo Federal interveio, providenciando socorro ao caixa das
distribuidoras, em 2013 e 2014, através de recursos da CDE,
do Tesouro Nacional e de empréstimos bancários (tomados pela
CCEE). Tais recursos financeiros deverão ser pagos, futuramente,
com recursos a serem obtidos através das tarifas cobradas pelas
distribuidoras.
Em 2015 o quadro financeiro foi alterado de forma importante. O
PLD máximo foi substancialmente reduzido pela ANEEL. O Governo
Federal, diante da necessidade do ajuste fiscal, deixou de utilizar
recursos do Tesouro Nacional para o setor de energia elétrica. A
necessidade de recursos da CDE foi consideravelmente elevada:
de 1,22 bilhões de reais em 2013 para 18,82 bilhões em 2015.
Segundo a ABRACE, o conjunto de encargos na tarifa industrial
(Proinfa, ONS, P&D, TFSEE, CCC, ESS, CDE) passou de 16,30 R$/
MWh em 2014 para 99,31 R$/MWh em 2015. As tarifas cobradas
dos consumidores pelas distribuidoras, considerados os custos das
bandeiras tarifárias, foram reajustadas em cerca de 60% em relação
à 2013.
17
Os altos valores do PLD também provocaram um importante aumento
dos preços praticados no mercado de curto prazo. Os consumidores
livres que tiveram seus contratos de compra com prazo vencido no
período 2013/2015 passaram a enfrentar sérios problemas para
negociar novos contratos.
Os geradores hidrelétricos do sudeste, do nordeste e do norte, por
sua vez, viram sua produção reduzida pela situação dos reservatórios
e pela decisão do Governo Federal de maximização da geração
termelétrica. A energia total produzida pelos mesmos ficou abaixo
da energia assegurada do conjunto. Para honrar seus contratos de
venda de energia muitos destes geradores também ficaram expostos
ao mercado de curto prazo, com elevados prejuízos em 2014 e
2015. Desta situação ficaram livres os geradores hidrelétricos cujas
concessões foram prorrogadas em 2012, uma vez que, nos termos
da Lei 12.783/13, as consequências financeiras da produção abaixo
da energia assegurada foram arcadas pelas empresas distribuidoras,
agravando ainda mais a pressão sobre as tarifas das mesmas.
No momento em que este texto está sendo escrito (maio de 2015)
a crise setorial continua grave e, com certeza, será necessário um
razoável período de tempo para a recuperação setorial.
18
19
As reformas implantadas
desde 1995
3
3.1
3.2
3.1
3.2
O RE-SEB
Reformas implantadas a partir de 2003
O RE-SEB
Reformas implantadas a partir de 2003
3.1 O RE-SEB
Em 1996/1997 o Governo Federal desenvolveu o chamado “Projeto
RE-SEB - Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro”, com o objetivo
de redefinir o quadro institucional e legal do setor.
As várias propostas então apresentadas procuraram direcionar o
setor no sentido de:
n Estimular a competitividade onde a mesma fosse viável;
n Desenvolver adequada regulamentação das atividades
necessariamente monopolistas, visando à modicidade de
tarifas e o equilíbrio dos contratos de concessão;
n Estimular uma crescente participação de investimentos
privados;
n Desvincular as decisões relativas à “otimização energética
dos sistemas” dos aspectos comerciais e dos contratos
de compra e venda de energia elétrica.
n Limitar o papel do Governo ao de formulador de políticas
energéticas e de regulamentar e fiscalizar as atividades
delegadas.
Como atividades necessariamente monopolistas foram considerados:
n A venda de energia para consumidores de médio e
pequeno porte (pelo menos numa fase inicial). São os
chamados “consumidores cativos”, que devem comprar
necessariamente da concessionária local de distribuição;
n O transporte de energia pelos sistemas de transmissão e
distribuição.
22
A competitividade deveria ser buscada com:
n Consideração da energia elétrica como uma “commodity”,
buscando competição entre os agentes que não atuam em
atividades que representem monopólios naturais;
n O fortalecimento da figura do “consumidor livre”;
n Garantia de livre acesso aos sistemas de transmissão e
distribuição para todos os agentes setoriais;
n Ampla liberdade na negociação de contratos de compra e
venda de energia elétrica, inclusive nas compras por parte
das concessionárias de distribuição (após um período de
transição);
n Desverticalização das empresas do setor em segmentos
competitivos pouco regulamentados (geração e comercialização) e segmentos bastante regulamentados nos casos
de monopólios naturais (transmissão e distribuição), de
modo a evitar que atividades competitivas fossem subsidiadas por atividades monopolísticas;
n Privatização das empresas;
n Criação de ambientes institucionais independentes: um
para buscar a otimização da geração e transmissão de
energia e outro para apoiar a contabilização e liquidação
de operações comerciais;
n Medidas de regulação para evitar concentração e práticas
anticompetitivas;
n Expansão da oferta de energia.
23
Em termos institucionais, havia necessidade de:
n Uma entidade independente para regulação e fiscalização: ANEEL;
n Uma entidade independente, responsável pela otimização
dos sistemas elétricos: ONS;
n Uma entidade independente, responsável pela contabilização e liquidação de operações comerciais: MAE;
n Uma entidade responsável pelo planejamento setorial
indicativo.
Das propostas apresentadas no Projeto RESEB, algumas foram
aceitas e implementadas, inclusive durante o desenvolvimento dos
trabalhos.
Dentre as providências recomendadas e implantadas (ainda que
algumas parcialmente), destaquem-se:
1. A criação da ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica.
2. A criação do MAE - Mercado Atacadista de Energia Elétrica.
3. Assinatura do Acordo do MAE.
4. Definição das Regras do MAE.
5. A criação e implantação do ONS – Operador Nacional
do Sistema Elétrico.
6. Assinatura dos Contratos Iniciais
(para o período de transição).
7. Definições do Governo em relação ao órgão responsável
pelo planejamento indicativo – CCPE.
24
8. Criação de empresas específicas para atividades
de transmissão.
9. Instituição da figura do “agente comercializador”.
10. Novas licitações de aproveitamentos hidrelétricos
realizadas exclusivamente para “produção independente”.
11. Desverticalização de várias empresas.
12. Progressiva distinção na regulamentação entre
as atividades prestadas como serviço público
(transmissão, distribuição e comercialização no mercado
cativo1) e atividades competitivas (geração e
comercialização fora do mercado cativo).
13.Eliminação gradual da Compensação de Custo de
Combustível para centrais térmicas (CCC) em sistemas
interligados.
14. Definição da Rede Básica para o Sul/Sudeste/
Centro-Oeste/Norte/Nordeste.
15. Definição de tarifas de transmissão e distribuição.
16. Regulamentação de acesso e uso da Rede Básica e
de redes de distribuição.
17. Estabelecimento de limites para a concentração
empresarial de atividades (regionais e nacionais).
1
Mercado cativo é aquele obrigatoriamente atendido pela concessionária que recebe
delegação da União para o fornecimento de energia em uma determinada área geográfica.
25
Entretanto, várias outras recomendações do projeto RESEB não
foram implantadas:
n A privatização das geradoras federais ficou limitada à GERASUL;
n Não foi implantado o órgão de planejamento setorial sugerido no RESEB ou outro que efetivamente desempenhasse
as funções previstas;
n Não foi detalhada a proposta de instituição da figura do
“comprador de última instância” como medida adicional
para encorajar o desenvolvimento de projetos hidrelétricos;
n Não foram detalhados e tentados os esquemas especiais
de licitação de concessão de hidrelétricas, que propiciassem maior atratividade para investidores;
n O programa de implantação de usinas que propiciasse a
complementação termelétrica foi atrasado e decepado;
n Não foram consideradas várias propostas relativas à regulação econômica;
n Não foram consideradas várias propostas relativas ao financiamento setorial.
Com a crise de abastecimento ocorrida em 2001 e diante da
interrupção do programa de privatização das geradoras federais, o
Governo Federal promoveu alterações do modelo institucional cuja
implantação havia sido iniciada. Foram criadas exigências de leilões
para a venda de energia das geradoras federais e a obrigatoriedade
das concessionárias de serviço público de distribuição comprarem
energia elétrica por meio de licitação, na modalidade de leilão.
26
3.2 Reformas implantadas a partir de 2003
Em 2003 e 2004 o Governo Federal determinou importantes
alterações institucionais e legais em relação ao funcionamento
do setor de energia elétrica. As principais alterações foram
introduzidas no “modelo de comercialização de energia elétrica”,
com a conceituação de dois ambientes distintos: ACR (ambiente de
contratação regulada) e ACL (ambiente de contratação livre).
As bases fundamentais do “novo modelo” foram:
n Distribuidoras e “consumidores livres” devem contratar
previamente toda a energia necessária.
n Distribuidoras compram energia através de Leilões.
n Maior garantia de repasse dos custos de compra de energia para as tarifas.
n Grandes consumidores (consumidores potencialmente livres) continuam com o poder de opção.
n Novas concessões de geração preferencialmente para
“serviço público”, com venda assegurada da energia a ser
gerada e preço predefinido nos processos de licitação.
n Resgate e aperfeiçoamento do sistema de planejamento
integrado, com a criação de empresa específica: EPE Empresa de Pesquisa Energética.
n Grande poder de decisões setoriais atribuído ao Ministério
de Minas e Energia.
Após 2004, várias novas Leis alteraram o marco regulatório setorial:
Lei nº 11.488/07, Lei nº 11.943/09, Lei nº 12.111 de 09/12/2009,
Lei nº 12.212 de 20/01/2010, Lei nº 12.375 de 30/12/2010, Lei
nº 12.385, de 3/3/2011 e Lei nº 12.431, de 27/6/2011.
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Dentre os vários dispositivos legais alterados, destaque-se a
obrigatoriedade de pagamento pelas distribuidoras do SIN, a partir
de 1 de janeiro de 2013, dos custos de geração de energia das
usinas Angra 1 e 2.
Em 11 de setembro de 2012, com a Medida Provisória nº 579
(posteriormente convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de
2013),, novas e importantes alterações foram introduzidas no
marco regulatório do setor de energia elétrica.
Foram permitidas as prorrogações de concessões de geração,
transmissão e distribuição.
As prorrogações de concessões de geração hidrelétrica foram
condicionadas à algumas condições básicas (válidas também para
concessões licitadas em decorrência da MP 579/12):
n O investimento não depreciado das usinas é indenizado
pelo Governo Federal.
n A totalidade da energia gerada é destinada exclusivamente
às distribuidoras, mediante esquema de cotas. Esta providência reduziu a disponibilidade de energia para o mercado livre.
n O concessionário será remunerado exclusivamente por um
valor que cubra as despesas de operação e manutenção,
além dos tributos e encargos setoriais.
Também as transmissoras que prorroguem suas concessões
recebem indenização pelo investimento não depreciado e operam
com uma receita que cubra as despesas de operação e manutenção,
além dos tributos e encargos setoriais.
28
A referida Lei nº 12.783/13 também alterou dispositivos relativos
aos encargos setoriais:
n Redução da taxa de fiscalização da ANEEL para 0,4%.
n Eliminação da cobrança da CCC dos sistemas isolados.
n Eliminação do pagamento da RGR para as concessões
de geração e transmissão prorrogadas em função da
MP 579/12, para todas as concessões de distribuição e
para as concessões de transmissão licitadas a partir de
12.09.2012.
29
Estrutura do Setor Elétrico
e Principais Agentes
4
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.1.4
4.1.5
4.1.6
CNPE - Conselho Nacional de Política Energética
MME – Ministério de Minas e Energia
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
e Agências Estaduais
CMSE - Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
EPE – Empresa de Pesquisa Energética
ELETROBRÁS - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
4.2.1 Concessionárias de distribuição
4.2.2 Produtores Independentes – PIEs
4.2.3 Geradores de Serviço Público
4.2.4 Empresas de transmissão
4.2.5Comercializadores
4.3.1 CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
4.3.2 ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico
3.1
4.1
3.2
4.2
4.3
O RE-SEB
Agentes
do implantadas
governo
Reformas
a partir de 2003
Agentes operacionais
Agentes de apoio
4.1 Agentes de governo
4.1.1 CNPE - Conselho Nacional de Política Energética
A Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997, definiu os objetivos a
serem perseguidos pela política energética nacional e criou o
Conselho Nacional de Política Energética - CNPE,
O Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, vinculado à
Presidência da República e presidido pelo Ministro de Estado de
Minas e Energia é um órgão de assessoramento do Presidente da
República, tendo como finalidade propor ao Presidente da República,
políticas nacionais e medidas específicas destinadas a:
n promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do País;
n assegurar, em função das características regionais, o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas
ou de difícil acesso do País;
n rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às
diversas regiões do País, considerando as fontes convencionais e alternativas e as tecnologias disponíveis;
n estabelecer diretrizes para programas específicos, como
os de uso do gás natural, do álcool, do carvão, da energia
termonuclear, dos biocombustíveis, da energia solar, da
energia eólica e da energia proveniente de outras fontes
alternativas;
32
n estabelecer diretrizes para a importação e exportação, de
maneira a atender às necessidades de consumo interno
de petróleo e seus derivados, biocombustíveis, gás natural e condensado, e assegurar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e o
cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de
Combustíveis;
n sugerir a adoção de medidas necessárias para garantir
o atendimento à demanda nacional de energia elétrica,
considerando o planejamento de longo, médio e curto
prazos, podendo indicar empreendimentos que devam ter
prioridade de licitação e implantação, tendo em vista seu
caráter estratégico e de interesse público, de forma que
tais projetos venham assegurar a otimização do binômio
modicidade tarifária e confiabilidade do Sistema Elétrico;
n estabelecer diretrizes para o uso de gás natural como matéria-prima em processos produtivos industriais, mediante
a regulamentação de condições e critérios específicos,
que visem a sua utilização eficiente e compatível com os
mercados interno e externos;
n definir os blocos a serem objeto de concessão ou partilha
de produção;
n definir a estratégia e a política de desenvolvimento econômico e tecnológico da indústria de petróleo, de gás natural, de outros hidrocarbonetos fluidos e de biocombustíveis, bem como da sua cadeia de suprimento;
n induzir o incremento dos índices mínimos de conteúdo local de bens e serviços, a serem observados em licitações
e contratos de concessão e de partilha de produção.
33
As políticas e diretrizes de energia devem ser formuladas de acordo
com os seguintes princípios:
n preservação do interesse nacional;
n promoção do desenvolvimento sustentado, ampliação do
mercado de trabalho e valorização dos recursos energéticos;
n proteção dos interesses do consumidor quanto a preço,
qualidade e oferta dos produtos;
n proteção do meio ambiente e promoção da conservação
de energia;
n garantia do fornecimento de derivados de petróleo em
todo o território nacional, nos termos do § 2º do artigo
177 da Constituição Federal;
n incremento, em bases econômicas, da utilização do gás
natural;
n identificação das soluções mais adequadas para o suprimento de energia elétrica nas diversas regiões do País;
n utilização de fontes renováveis de energia, mediante o
aproveitamento dos insumos disponíveis e das tecnologias
aplicáveis;
n promoção da livre concorrência;
n atração de investimentos na produção de energia;
n ampliação da competitividade do País no mercado internacional;
n incremento, em bases econômicas, sociais e ambientais,
da participação dos biocombustíveis na matriz energética
nacional;
34
n garantia do fornecimento de biocombustíveis em todo o
território nacional;
n incentivo à geração de energia elétrica a partir da biomassa e de subprodutos da produção de biocombustíveis, em
razão do seu caráter limpo, renovável e complementar à
fonte hidráulica;
n promoção da competitividade do País no mercado internacional de biocombustíveis;
n atração de investimentos em infraestrutura para transporte
e estocagem de biocombustíveis;
n fomento da pesquisa e o desenvolvimento relacionados à
energia renovável;
n mitigação das emissões de gases causadores de efeito
estufa e de poluentes nos setores de energia e de transportes, inclusive com o uso de biocombustíveis.
4.1.2 MME – Ministério de Minas e Energia.
A Lei nº 10.683, de 28 de maio de 2003, art. 27, XVI, define os
assuntos que constituem área de competência do Ministério de
Minas e Energia - MME:
n Geologia, recursos minerais e energéticos;
n Aproveitamento da energia hidráulica;
n Mineração e metalurgia;
n Petróleo, combustível e energia elétrica, inclusive nuclear.
35
O §2º do citado art. 27 define também como competência do MME a
energização rural e a agroenergia, inclusive eletrificação rural, quando
baseada em recursos vinculados ao Sistema Elétrico Nacional.
Nos termos da Lei nº 9.427/96, com as alterações introduzidas
pela Lei nº 10.848/04 o Poder Concedente tem as seguintes
competências em relação ao setor de energia elétrica:
1.
elaborar o plano de outorgas, definir as diretrizes para
os procedimentos licitatórios;
2.
promover as licitações destinadas à contratação de
concessionários de serviço público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e
para a outorga de concessão para aproveitamento
de potenciais hidráulicos;
3.
celebrar os contratos de concessão ou de permissão
de serviços públicos de energia elétrica, de concessão
de uso de bem público e expedir atos autorizativos;
4.
extinguir a concessão, nos casos previstos em lei
e na forma prevista no contrato;
5.
declarar de utilidade pública os bens necessários
à execução do serviço ou obra pública, promovendo
as desapropriações, diretamente ou mediante
outorga de poderes à concessionária, caso em que será
desta a responsabilidade pelas indenizações cabíveis;
6.
declarar de necessidade ou utilidade pública, para fins
de instituição de servidão administrativa, os bens
necessários à execução de serviço ou obra pública,
romovendo-a diretamente ou mediante outorga de
poderes à concessionária, caso em que será desta
a responsabilidade pelas indenizações cabíveis.
36
Para os quatro primeiros itens acima descritos a ação do MME
deverá ser adotada após prévia manifestação da ANEEL.
A operacionalização dos procedimentos licitatórios, a celebração de
contratos e a expedição de atos autorizativos podem ser delegadas
à ANEEL, assim como os atos descritos nos incisos 5 e 6.
São entidades subordinadas ao MME:
n Eletrobrás – Centrais elétricas Brasileiras S.A.
n Petrobrás - Petróleo Brasileiro S.A.
n DNPM - Departamento Nacional de Produção Mineral.
n CPRM - Companhia de Pesquisa de Recursos Minerais.
n CBEE - Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial.
n EPE - Empresa de Pesquisa Energética.
4.1.3 ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica e
Agências Estaduais.
A ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, foi criada pela Lei
nº 9.427/96, com as finalidades básicas de regular e fiscalizar as
atividades setoriais de energia elétrica, estando vinculada ao MME,
sucedendo o antigo DNAEE.
As competências da ANEEL foram definidas pela referida Lei nº
9.427/96 e posteriormente alteradas pelas Leis nº 9.648/98,
nº 9.649/98, nº 9.986/00, nº 10.438/02, nº 10.848/04, nº
12.783/13 e nº 13.097/15.
37
Suas principais atribuições são:
n aprovar as regras e os procedimentos de comercialização
de energia elétrica, contratada de formas regulada e livre;
n aprovar metodologias e procedimentos para otimização
da operação dos sistemas interligados e isolados, para
acesso aos sistemas de transmissão e distribuição e para
comercialização de energia elétrica;
n declarar (quando houver delegação do MME) a utilidade
pública, para fins de desapropriação ou de instituição de
servidão administrativa;
n definir adicional de tarifas de uso específico das instalações
de interligações internacionais para exportação e
importação de energia elétrica, visando à modicidade
tarifária dos usuários do sistema de transmissão ou
distribuição.
n definir as tarifas das concessionárias de geração
hidrelétrica que comercializarem energia no regime de
cotas de que trata a Medida Provisória nº 579 de 11 de
setembro de 2012.
n definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e
distribuição;
n definir e arrecadar os valores relativos à compensação
financeira;
n definir e arrecadar os valores relativos à compensação
financeira;
n dirimir, no âmbito administrativo, as divergências entre
concessionárias, permissionárias, autorizadas, produtores
independentes e autoprodutores, bem como entre esses
agentes e seus consumidores;
38
n efetuar o controle prévio e a posteriori de atos e negócios
jurídicos a serem celebrados entre concessionárias,
permissionárias, autorizadas e seus controladores, suas
sociedades controladas ou coligadas e outras sociedades
controladas ou coligadas de controlador comum,
impondo-lhes restrições à mútua constituição de direitos
e obrigações, especialmente comerciais e, no limite, a
abstenção do próprio ato ou contrato;
n estabelecer (em conjunto com outros órgãos da
administração federal – SDE, CADE) regras para impedir
a concentração econômica nos serviços e atividades de
energia elétrica, zelando pela defesa da concorrência.
n estabelecer mecanismos de regulação e fiscalização para
garantir o atendimento à totalidade do mercado de cada
agente de distribuição e de comercialização de energia
elétrica, bem como à carga dos consumidores liovres;
n estabelecer tarifas para o suprimento de energia elétrica
realizado às concessionárias e permissionárias de
distribuição, inclusive às Cooperativas de Eletrificação
Rural enquadradas como permissionárias, cujos mercados
próprios sejam inferiores a 500 (quinhentos) GWh/ano,
e tarifas de fornecimento às Cooperativas autorizadas,
considerando
parâmetros
técnicos,
econômicos,
operacionais e a estrutura dos mercados atendidos;
n estabelecer, com vistas a propiciar concorrência efetiva
entre os agentes e a impedir a concentração econômica
nos serviços e atividades de energia elétrica, restrições,
limites ou condições para empresas, grupos empresariais
e acionistas, quanto à obtenção e transferência de
concessões, permissões e autorizações, à concentração
societária e à realização de negócios entre si;
39
n fixar tarifas das empresas prestadoras de serviços públicos;
n fixar as multas administrativas a serem impostas aos
concessionários, permissionários e autorizados de
instalações e serviços de energia elétrica, observado o
limite, por infração, de 2% (dois por cento) do faturamento,
ou do valor estimado da energia produzida nos casos de
autoprodução e produção independente, correspondente
aos últimos doze meses anteriores à lavratura do auto de
infração ou estimados para um período de doze meses
caso o infrator não esteja em operação ou esteja operando
por um período inferior a doze meses;
n gerir os contratos de concessão ou de permissão de
serviços públicos de energia elétrica, de concessão de
uso de bem público, bem como fiscalizar, diretamente
ou mediante convênios com órgãos estaduais, as
concessões, as permissões e a prestação dos serviços
de energia elétrica;
n homologar as receitas dos agentes de geração na
contratação regulada e as tarifas a serem pagas pelas
concessionárias, permissionárias ou autorizadas de
distribuição de energia elétrica;
n implementar as políticas e diretrizes do governo federal
para a exploração de energia elétrica e o aproveitamento
dos potenciais de energia hidráulica;
n incentivar a competição e supervisioná-la em todos os
segmentos do setor de energia elétrica;
n promover (por delegação do MME) com base no plano de
outorgas e diretrizes aprovadas pelo Poder Concedente,
os procedimentos licitatórios para a contratação de
40
concessionárias e permissionárias de serviço público para
produção, transmissão e distribuição de energia elétrica
e para a outorga de concessão para aproveitamento de
potenciais hidráulicos;
n propor os ajustes e as modificações na legislação
necessários à modernização do ambiente institucional de
sua atuação;
n regular os serviços de energia elétrica, expedindo os atos
necessários ao cumprimento das normas estabelecidas
pela legislação em vigor.
As atividades da ANEEL devem ser desenvolvidas com observância
das seguintes diretrizes:
1.
prevenção de potenciais conflitos, por meio de ações
que estabeleçam adequado relacionamento entre agentes
do setor de energia elétrica e demais agentes;
2. regulação e fiscalização realizadas com o caráter de
simplicidade e pautadas na livre concorrência entre os
agentes, no atendimento às necessidades dos
consumidores e no pleno acesso aos serviços de energia
elétrica;
3.
adoção de critérios que evitem práticas anticompetitivas
e de impedimento ao livre acesso aos sistemas elétricos;
4.
criação de condições para a modicidade das tarifas,
sem prejuízo da oferta e com ênfase na qualidade
do serviço de energia elétrica;
41
5.
criação de ambiente para o setor de energia elétrica
que incentive o investimento, de forma que os
concessionários, permissionários e autorizados tenham
asseguradas a viabilidade econômica e financeira,
nos termos do respectivo contrato;
6.
adoção de medidas efetivas que assegurem a oferta
de energia elétrica às áreas de renda e densidade
de carga baixas, urbanas e rurais, de forma a promover
o desenvolvimento econômico e social e a redução das
desigualdades regionais;
7.
educação e informação dos agentes e demais
envolvidos sobre as políticas, diretrizes e regulamentos
do setor de energia elétrica;
8.
promoção da execução indireta, mediante convênio,
de atividades para as quais os setores públicos estaduais
estejam devidamente capacitados;
9.
transparência e efetividade nas relações com a sociedade;
10. realização de prévia audiência pública sempre
que o processo decisório implicar afetação de direitos
dos agentes econômicos do setor elétrico ou dos
consumidores.
As Agências Estaduais
A Lei nº 9.427/96 autorizou a ANEEL a descentralizar suas atividades
para os Estados.
As atividades delegadas são, basicamente, de fiscalização, ouvidoria
e mediação entre consumidores e concessionárias, objetivando a
agilização dos respectivos processos.
42
Em contrapartida financeira pelo trabalho desenvolvido pelas
Agências Estaduais a ANEEL repassa parte dos recursos decorrentes
da arrecadação da Taxa de Fiscalização.
A ANEEL mantém convênio com 12 agências estaduais: Alagoas,
Ceará, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Pará, Paraíba,
Pernambuco, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Santa Catarina
e São Paulo.
Com as alterações introduzidas pela Lei nº 12.111/2009, os antigos
convênios de cooperação foram substituídos por “contrato de metas”
firmado entre a Aneel e a Agência Estadual ou Distrital, o qual devem
observar os seguintes parâmetros:
n controle de resultado voltado para a eficiência da gestão;
n contraprestação baseada em custos de referência;
n vinculação ao Convênio de Cooperação firmado por prazo
indeterminado.
4.1.4 CMSE - Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
A Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, em seu artigo 14, autorizou
a constituição do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico –
CMSE, com funções de acompanhar e avaliar permanentemente a
continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo
o território nacional.
Através do Decreto nº 5.175/2004 o referido Comitê foi constituído,
devendo ser composto por quatro representantes do MME e pelos
titulares da ANEEL, da ANP, da CCEE, da EPE e do ONS.
43
O Comitê é presidido pelo Ministro de Minas e Energia e o seu
Secretário-Executivo será um dos demais representantes do MME.
O principal objetivo do Comitê é o de evitar o desabastecimento do
mercado de energia elétrica. Para isto deverá acompanhar a evolução
do mercado consumidor, o desenvolvimento dos programas de
obras, identificando, inclusive, as dificuldades e obstáculos de caráter
técnico, ambiental, comercial, institucional e outros que afetem, ou
possam afetar, a regularidade e a segurança de abastecimento.
O Comitê se dedica ao acompanhamento não só do mercado e do
suprimento de energia elétrica como também de outros energéticos:
gás natural, petróleo e seus derivados.
O CMSE tem poderes para definir diretrizes e programas de ação,
podendo requisitar, dos agentes setoriais, estudos e informações.
4.1.5 EPE – Empresa de Pesquisa Energética
Com a MP nº 145 de 2003 o Presidente da República autorizou o
Poder Executivo a criar a Empresa de Pesquisa Energética – EPE. A
MP nº 145 foi convertida na Lei nº 10.847, de 15 de março de 2004.
A EPE está vinculada ao Ministério de Minas e Energia e tem como
finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas
a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia
elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral,
fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.
Lei nº 10.847/04 define como competências da EPE:
I.realizar estudos e projeções da matriz energética brasileira;
II.elaborar e publicar o balanço energético nacional;
III.identificar e quantificar os potenciais de recursos energéticos;
44
IV.dar suporte e participar das articulações relativas ao
aproveitamento energético de rios compartilhados com países
limítrofes;
V.realizar estudos para a determinação dos aproveitamentos
ótimos dos potenciais hidráulicos;
VI.obter a licença prévia ambiental e a declaração de
disponibilidade hídrica necessárias às licitações envolvendo
empreendimentos de geração hidrelétrica e de transmissão
de energia elétrica, selecionados pela EPE;
VII.elaborar estudos necessários para o desenvolvimento dos
planos de expansão da geração e transmissão de energia
elétrica de curto, médio e longo prazos;
VIII.promover estudos para dar suporte ao gerenciamento da
relação reserva e produção de hidrocarbonetos no Brasil, visando à auto-suficiência sustentável;
IX.promover estudos de mercado visando definir cenários
de demanda e oferta de petróleo, seus derivados e produtos
petroquímicos;
X.desenvolver estudos de impacto social, viabilidade técnicoeconômica e socioambiental para os empreendimentos de
energia elétrica e de fontes renováveis;
XI.efetuar o acompanhamento da execução de projetos
e estudos de viabilidade realizados por agentes interessados
e devidamente autorizados;
XII.elaborar estudos relativos ao plano diretor para
o desenvolvimento da indústria de gás natural no Brasil;
XIII.desenvolver estudos para avaliar e incrementar a utilização
de energia proveniente de fontes renováveis;
45
XIV.dar suporte e participar nas articulações visando à integração
energética com outros países;
XV.promover estudos e produzir informações para subsidiar
planos e programas de desenvolvimento energético
ambientalmente sustentável, inclusive, de eficiência energética;
XVI.promover planos de metas voltadas para a utilização racional
e conservação de energia, podendo estabelecer parcerias
de cooperação para este fim;
XVII.promover estudos voltados para programas de apoio
para a modernização e capacitação da indústria nacional,
visando maximizar a participação desta no esforço de
fornecimento dos bens e equipamentos necessários
para a expansão do setor energético;
VIII.desenvolver estudos para incrementar a utilização de carvão
X
mineral nacional; e
XIX.elaborar e publicar estudos de inventário do potencial de
energia elétrica, proveniente de fontes alternativas,
aplicando-se também a essas fontes o disposto no art. 28
da Lei no 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
A EPE tem sede e foro na Capital Federal e escritório central no Rio de
Janeiro com prazo indeterminado, podendo estabelecer escritórios
ou dependências em outras unidades da Federação.
46
4.1.6 ELETROBRÁS - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
As atividades da “Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS”
estão definidas na Lei nº 3.890-A, de 25 de abril de 1961, a qual vem
sofrendo várias alterações nos últimos anos.
Empresa de capital aberto, a ELETROBRÁS atua como agente do
Governo Brasileiro, com funções empresariais de coordenação e de
integração do setor elétrico no País.
As principais atividades da empresa podem ser assim resumidas:
n Holding das concessionárias de energia elétrica sob
controle federal: Companhia Hidrelétrica do São
Francisco - CHESF; FURNAS Centrais Elétricas S.A.;
Centrais Elétricas do Norte do Brasil - ELETRONORTE;
Empresa Transmissora de Energia Elétrica do Sul do
Brasil S.A. - ELETROSUL; Eletrobrás Termonuclear S.A.
– ELETRONUCLEAR, Companhia de Geração Térmica de
Energia Elétrica – CGTEE e empresas de distribuição que
foram federalizadas;
n Acionista (50% das ações) da Itaipu Binacional e acionista
minoritária de empresas estatais de energia elétrica sob
controle de Estados;
n Administradora de diversos “fundos” constituídos por
recursos da União Federal (Reserva Global de Reversão,
CCC – Conta de Compensação de Combustíveis Fósseis,
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e outros);
n Administradora das operações de compra e venda de
energia do PROINFA;
n Financiadora de empreendimentos públicos e privados
de energia elétrica (com empréstimos e participação
minoritária no capital);
47
n Mantenedora principal do Centro de Pesquisas de Energia
Elétrica – CEPEL;
n Comercializadora, no Brasil, da energia elétrica produzida
na usina binacional Itaipu.
A ELETROBRÁS atua, também, no relacionamento internacional, na
gestão ambiental, em programas de eletrificação rural e de combate
ao desperdício de energia e na distribuição através de empresas
federalizadas:
n Eletrobras Amazonas Energia
n Eletrobras Distribuição Piauí
n Eletrobras Distribuição Rondônia
n Eletrobras Distribuição Acre
n Eletrobras Distribuição Alagoas
n Eletrobras Distribuição Roraima
n Celg Distribuição S.A.
4.2 Agentes operacionais
Os principais segmentos operacionais do setor
de energia elétrica são:
1.Geração;
2.Transmissão;
3.Distribuição;
4.Comercialização.
48
A geração abrange todas as atividades de produção de energia
(usinas hidrelétricas, térmicas e outras fontes alternativas). Tais
atividades podem ser de expansão ou de operação:
n Expansão - abrange as decisões de investimento em nova
capacidade e as providências decorrentes, com o objetivo
de assegurar o atendimento da demanda futura.
n Operação - inclui tudo o que for relacionado com a utilização dos recursos de geração disponíveis, visando o
atendimento da demanda a cada instante.
O segmento de transmissão refere-se às atividades de transporte da
energia produzida até os grandes centros de consumo. Assim como
o segmento de geração, as atividades de transmissão podem ser
subdivididas em operação e expansão.
O terceiro segmento físico, distribuição, encarrega-se do transporte
final da energia a partir dos pontos de entrega (na rede de alta tensão)
até os consumidores finais. As funções das redes de transmissão
e distribuição são análogas às das rodovias interestaduais e das
estradas vicinais: as primeiras fazem o transporte “por atacado”
da energia ao longo de grandes distâncias e integram todo o país;
as últimas fazem a distribuição “no varejo” da energia a partir das
“junções” com as rodovias principais.
O último segmento, comercialização de energia, está encarregado
das atividades de contratação da geração e revenda aos
consumidores, sendo exercido de maneira competitiva, por conta e
risco dos empreendedores, mediante autorização da ANEEL.
49
4.2.1 Concessionárias de distribuição.
Entende-se por distribuição de energia elétrica a atividade de entregar
energia, no varejo, aos consumidores finais. Este segmento engloba
a atividade de instalação e manutenção de redes de distribuição bem
como a comercialização de energia com consumidores cativos e
potencialmente livres. O serviço é prestado no regime de concessão
ou permissão por área (conjunto de municípios), na qual o agente
tem o monopólio para instalar e manter sistemas de distribuição.
Até 1995, a distribuidora também era a única que podia comercializar
energia na área que lhe foi concedida. Atualmente continua a deter o
monopólio para determinada faixa de consumidores – consumidores
cativos. Na verdade a quebra do monopólio na distribuição de energia
só se deu no que tange à comercialização com consumidores
potencialmente livres (grandes consumidores).
A atividade de distribuição de energia elétrica sempre foi bastante
regulamentada, especialmente a partir do Decreto nº 24.643/34 –
Código de Águas e do Decreto n.º 41.019/57 – Regulamento dos
Serviços de Energia Elétrica.
Os detalhes da vasta regulamentação estão definidos em diversas
Resoluções da ANEEL, dentre as quais deve ser destacada a
Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010.
As concessionárias de distribuição têm hoje, portanto, duas funções
diferentes:
n Responsabilidade pela ampliação, operação e manutenção
das redes de distribuição, permitindo acesso dos interessados às mesmas.
n Responsabilidade pela comercialização de energia elétrica
no mercado cativo.
50
O “acesso às redes de distribuição” deve ser garantido por qualquer
concessionária de distribuição e, para apuração adequada de
custos, as empresas devem contabilizar em separado as atividades
de distribuição e de comercialização.
Com os usuários das redes de distribuição são assinados os
Contratos de Conexão (CCD) e de Uso do Sistema de Distribuição
(CUSD).
Atuando também na área de distribuição, existem as “cooperativas
de eletrificação rural”, que podem operar como permissionárias de
serviços públicos de energia elétrica, vendendo energia a todos os
interessados na área definida pela ANEEL ou como autorizadas,
fornecendo energia elétrica exclusivamente para os seus cooperados.
4.2.2 Produtores Independentes – PIEs.
Instituído através da Lei nº 9.074/95, artigo11, o “Produtor
Independente de Energia Elétrica” - PIE foi definido, originalmente,
como a pessoa jurídica ou o consórcio que tenha recebido concessão
ou autorização do Poder Concedente, para produzir energia elétrica
destinada ao comércio de toda ou parte da energia gerada, por sua
conta e risco.
O PIE pode vender energia para concessionário de serviço público de
energia elétrica; consumidores potencialmente livres; consumidores
de energia elétrica integrantes de complexo industrial ou comercial,
aos quais o produtor independente também forneça vapor oriundo
de processo de co-geração; conjunto de consumidores de energia
elétrica, independentemente de tensão e carga, nas condições
previamente ajustadas com o concessionário local de distribuição;
qualquer consumidor que demonstre ao poder concedente não ter o
51
concessionário local lhe assegurado o fornecimento no prazo de até
cento e oitenta dias contado da respectiva solicitação.
O PIE hidrelétrico mantém com o Poder Concedente um “contrato
de concessão de uso de bem público”, ou seja, não há, para estes
casos, contrato de concessão de serviços públicos.
Em princípio, a atividade de geração do PIE deve ser desenvolvida
em caráter competitivo, sem tarifas definidas pela ANEEL. A intenção
do legislador foi a de que a geração e a comercialização de energia
elétrica passasse a ser efetuada por um agente econômico com
condições de agilidade, dinamismo e, sobretudo competitividade,
tanto na geração hidrelétrica quanto termelétrica.
Com a Lei nº 9.648/98, foi tornada lícita, quando da privatização,
a alteração do regime de gerador hídrico de serviços públicos de
energia elétrica para o de produtor independente, por meio de outorga
de concessão de uso de bem público, a título oneroso em favor da
União, com cobrança de 2,5% da receita anual a ser auferida no prazo
de cinco anos (art 7º). Este dispositivo legal representou uma grande
alteração da política pública de geração elétrica brasileira, frustrada,
entretanto, pela não continuidade do programa de privatização.
Com o advento da legislação posterior (Lei nº 10.604/02, art 3º,
já revogado, Lei nº 10.848/04 e Decreto nº 5.163/04) o PIE só
pode vender energia elétrica para concessionários de distribuição
através de leilões, sem prejuízo da venda negociada para outros
interessados.
A legislação em vigor impõe que as autorizações e concessões para
produção independente sejam outorgadas às pessoas jurídicas, de
forma individual ou reunidas em consórcio, ou seja, uma pessoa
física não pode ser enquadrada como PIE.
52
4.2.3 Geradores de Serviço Público.
As empresas chamadas de “Geradores de Serviço Público” são,
fundamentalmente, concessionárias estatais, tais como CHESF,
FURNAS, ELETRONORTE, CESP, CEMIG e outras, com concessões
antigas. Algumas destas empresas têm contratos de concessão de
usinas também na condição de Produção Independente.
A Medida Provisória nº 579 convertida na Lei nº 12.783, de 11
de janeiro de 2013, permitiu a prorrogação das concessões mais
antigas de hidrelétricas, desde que o concessionário aceitasse que
toda a sua energia fosse rateada entre empresas distribuidoras em
regime de cotas e que a receita fosse aquela pré-definida pelo Poder
Concedente.
Ressalte-se que, apesar da denominação usual de “Geradores de
Serviço Público”, os contratos de concessão não caracterizam
“concessão para serviço público de geração”:
n Os contratos de concessão não prorrogados são caracterizados como “Concessão para geração de energia elétrica
destinada a serviço público”
n Já os aditivos firmados em função das prorrogações de
concessão ocorridas em 2012 são caracterizados como
“Concessão para geração de energia elétrica destinada às
concessionárias de serviço público de distribuição”.
4.2.4 Empresas de transmissão.
A transmissão de energia elétrica era atividade de empresas
verticalizadas ou das empresas geradoras ou ainda das empresas
de distribuição.
53
Atualmente, as linhas de transmissão podem ser classificadas em:
n Linhas de interesse exclusivo das centrais de geração (integrantes
das respectivas concessões, permissões ou autorizações). São
linhas responsáveis pela conexão das usinas geradoras ao sistema
de transmissão principal. Também chamadas de “sistema de
transmissão associado”, pois estão sempre associadas a uma usina
específica.
n Linhas de âmbito próprio do concessionário de distribuição
(que fazem parte integrante da concessão de distribuição).
São linhas de transmissão de propriedade das concessionárias de distribuição e tem por finalidade a interconexão
de áreas do mercado das empresas concessionárias de
distribuição.
n Linhas integrantes da rede básica dos sistemas elétricos
interligados. São aquelas que tem uma ou mais das seguintes finalidades: transmitir grandes blocos de energia,
otimizar os recursos elétricos e energéticos nacionais e
contribuir para a estabilidade do sistema elétrico.
n Linhas de conexão internacional.
As linhas de transmissão da rede básica funcionam na modalidade
de instalações integradas aos sistemas e com regras operativas
definidas pelo ONS, de forma a assegurar a otimização dos recursos
eletroenergéticos existentes ou futuros. As novas concessionárias
se dedicam exclusivamente à transmissão, mas ainda existem
geradoras federais e empresas integradas operando sistemas de
transmissão da rede básica.
As empresas de transmissão desempenham suas atividades como
“Prestadoras de Serviço Público”. Nesta condição, suas receitas são
predefinidas, através de contrato de concessão. A atividade é “não
competitiva” e, como serviço público, bastante regulamentada.
54
Uma concessionária de transmissão é proprietária dos ativos
correspondentes e disponibiliza a utilização dos mesmos para o ONS,
Operador Nacional do Sistema Elétrico. Os interessados contratam,
com interveniência do ONS, a “conexão ao sistema - CCT” e com
participação do ONS o “uso dos sistemas de transmissão - CUST”.
A empresa de transmissão faz a operação e manutenção do sistema
de transmissão e contrata com os interessados o acesso ao sistema.
4.2.5 Comercializadores.
Além das atividades de comercialização desenvolvidas pelos produtores
e pelos distribuidores, existe a figura dos comercializadores, ou seja,
de empresas que, sem deter ativos físicos (redes, geradores, etc)
podem comprar energia e vendê-la para consumidores livres e para
empresas de distribuição.
4.3 Agentes de apoio
4.3.1 CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, foi criada
para suceder o MAE – Mercado Atacadista de Energia Elétrica.
A CCEE é abordada, com detalhes, no item 5 deste GUIA DO
CONSUMIDOR LIVRE.
55
4.3.2 ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico.
O parque gerador brasileiro é constituído principalmente por usinas
hidrelétricas, instaladas em cursos d’água situados em regiões com
diferentes características de pluviosidade, de clima e de hidrologia,
distribuídos numa área de 8,5 milhões de km2. Estas usinas são
de propriedade de várias empresas, havendo uma tendência de
substancial crescimento no número dessas empresas geradoras.
O desejo e a necessidade de otimização do aproveitamento dos
recursos naturais associados ao fato de várias empresas construírem
e operarem usinas hidrelétricas e reservatórios que se situam em
seqüência num mesmo rio ou em bacias hidrográficas, gera uma
forte interdependência operativa entre estas entidades, uma vez que
a geração de cada usina depende das vazões de água liberadas pelas
outras usinas que se situam a montante (acima). Assim sendo, numa
mesma região, em termos de disponibilidade de água, a geração de
quase todas usinas são influenciadas e, simultaneamente, influenciam
outras. A geração térmica, quando interligada ao sistema, auxilia a
complementar e a “firmar” a energia hidrelétrica, permitindo assim
uma maior confiabilidade, em face das possibilidades de ocorrências
de períodos de condições hidrológicas desfavoráveis.
Considere-se adicionalmente que as usinas hidrelétricas são
construídas onde as dádivas da natureza se fazem presentes,
ou seja, onde existem condições de desníveis e afluências que
permitam o melhor aproveitamento dos cursos d’água. Isto ocorre,
grande parte das vezes, em locais distantes dos principais mercados
consumidores, exigindo assim a construção e operação de um
extenso e complexo sistema de transmissão. As principais linhas de
transmissão, ao interligarem eletricamente as usinas situadas em
diferentes bacias hidrográficas, permitem compensar a diversidade
hidrológica entre tais bacias. Desta forma, a operação adequada do
sistema de transmissão contribui para a integração das diversas
56
empresas geradoras, auxiliando também, significativamente, na
otimização do aproveitamento dos potenciais hidrelétricos.
Em função destas características faz-se necessário e recomendável
a existência de uma coordenação centralizada para assegurar o
atendimento dos requisitos de energia e demanda dos consumidores,
com padrões de confiabilidade e qualidade adequados, minimizando
os custos operativos e visando à utilização mais racional das
instalações e dos recursos eletroenergéticos existentes.
As simulações de operação do sistema elétrico brasileiro demonstram
que a operação integrada e otimizada das usinas representa um
ganho de cerca de 25% na disponibilidade nacional de energia
elétrica, quantidade esta capaz de suprir as necessidades conjuntas
dos estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, Mato
Grosso do Sul e Mato Grosso.
Além do ganho de energia assegurada, existem outros aspectos
positivos em função da operação integrada e otimizada das usinas
brasileiras, que costumam ser ressaltados pelos órgãos responsáveis
pelo setor elétrico brasileiro, tais como: manutenção de reservas
energéticas; manutenção de níveis adequados de confiabilidade no
atendimento elétrico; minimização da geração térmica, programação
da operação dos aproveitamentos em tempo real; manutenção de
condições de navegabilidade nos rios; proteção de portos, pontes e
outras instalações ribeirinhas; segurança do abastecimento de água
de núcleos populacionais e controle de cheias.
A operação integrada e coordenada das usinas regionais foi
institucionalizada através da Lei nº 5.899, de 5 de julho de 1973, que
dispôs sobre a aquisição da energia produzida em Itaipu. Atualmente
a regulamentação setorial determina que a operação otimizada seja
coordenada, controlada e administrada pelo ONS.
57
O ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico, foi criado em
decorrência da Lei nº 9.648/98, artigo 13. Trata-se de pessoa
jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que opera mediante
autorização da ANEEL e integrado por titulares de concessão,
permissão ou autorização e por consumidores livres.
O ONS é responsável, também, pela garantia do livre acesso aos
sistemas de transmissão e pela administração dos respectivos
contratos:
n Contratos em que concessionárias de transmissão colocam seus sistemas a disposição do Operador.
n Contratos em que os usuários da transmissão asseguram
o direito de uso da mesma.
O ONS deve desempenhar seu papel em nome de todos os
interessados no setor e não pode desempenhar qualquer atividade
comercial de compra e venda de energia elétrica.
58
59
CCEE
“Um mercado de diferenças”
5
5.1 A instituição
5.2 Regras de comercialização
5.3 Os registros de contratos e garantias
5.1 A instituição
A existência de um Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE
foi considerada como elemento fundamental do modelo setorial
parcialmente implantado a partir de 1998 e tinha como objetivos
básicos a promoção de competitividade na geração e a instituição
de um mercado para operações de curto prazo de energia elétrica.
O MAE foi instituído pela Lei nº 9.648/98 (art. 12).
Os fluxos de energia recebidos por compradores, não definidos
através dos contratos bilaterais, passaram a ser considerados como
compras diretas no mercado de curto prazo do MAE e liquidados
aos preços deste.
Para fins de sua operacionalização, o MAE foi dividido em
SUBMERCADOS, correspondentes a subdivisões do sistema
interligado, com suas fronteiras definidas em função da presença
e duração de restrições relevantes de transmissão. Para cada
submercado passaram a ser estabelecidos preços diferenciados.
Inicialmente foram definidos os Submercados Norte; Nordeste; Sul e
Sudeste / Centro-Oeste.
A Lei nº 10.848/04 autorizou a criação da Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica – CCEE para suceder ao Mercado Atacadista de
Energia Elétrica – MAE.
Assim como o MAE, a nova entidade é pessoa jurídica de direito
privado, sem fins lucrativos, que opera sob autorização do Poder
Concedente e mediante regulação e fiscalização da ANEEL.
Nos termos da Lei nº 10.848/04, a CCEE é integrada por titulares
de concessão, permissão ou autorização, por outros agentes
vinculados aos serviços e às instalações de energia elétrica e pelos
consumidores livres.
62
Nos termos do Decreto nº 5.177, de 12 de agosto de 2004
que regulamentou os artigos 4º e 5º da Lei nº 10.848/04, os
concessionários e autorizados de geração que possuam central
geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW deverão
participar obrigatoriamente da CCEE. O mesmo acontece com:
n Agentes de importação ou exportação com intercâmbio
igual ou maior que 50 MW;
n Agentes de distribuição com mercado igual ou superior a
500 GWh/ano;
n Agentes de distribuição com mercado menor que 500
GWh/ano, caso não adquiriram a totalidade da energia de
supridor com tarifa regulada;
n Agentes de comercialização de energia elétrica, com volume comercializado igual ou superior a 500 GWh/ano; e
n Consumidores livres e especiais.
As principais atribuições da CCEE são:
n Manter o registro de todos os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR e os contratos resultantes dos leilões de ajuste, da aquisição de
energia proveniente de geração distribuída e respectivas
alterações;
n Manter o registro dos montantes de potência e energia objeto de contratos celebrados no Ambiente de Contratação
Livre - ACL;
n Promover a medição e o registro de dados relativos às
operações de compra e venda e outros dados inerentes
aos serviços de energia elétrica;
63
n Apurar o Preço de Liquidação de Diferenças - PLD do mercado de curto prazo por submercado (antigo Preço do
MAE);
n Efetuar a contabilização dos montantes de energia elétrica
comercializados e a liquidação financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia
elétrica realizadas no mercado de curto prazo;
n Apurar o descumprimento de limites de contratação de
energia elétrica e outras infrações e, quando for o caso,
por delegação da ANEEL, nos termos da convenção de
comercialização, aplicar as respectivas penalidades;
n Apurar os montantes e promover as ações necessárias
para a realização do depósito, da custódia e da execução
de garantias financeiras relativas às liquidações financeiras do mercado de curto prazo, nos termos da convenção
de comercialização; e
n Promover leilões de compra e venda de energia elétrica,
caso exista delegação da ANEEL;
n Efetuar a estruturação e a gestão do Contrato de Energia
de Reserva, do Contrato de Uso da Energia de Reserva e
da Conta de Energia de Reserva;
n Celebrar o Contrato de Energia de Reserva - CER e o Contrato de Uso de Energia de Reserva – CONUER;
n Promover a Liquidação Financeira da Contratação de Cotas de Garantia Física de Energia e de Potência, de que
trata a Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de
2012, cujos custos administrativos, financeiros e tributários deverão ser repassados para as concessionárias de
geração signatárias dos Contratos de Cotas de Garantia
Física de Energia e de Potência.
64
5.2 Regras de comercialização
Nos termos da Lei nº 10.848/04 e do Decreto nº 5.163/04, competia
à ANEEL instituir a “Convenção de Comercialização, as Regras e os
Procedimentos de Comercialização.
O Decreto nº 5.177, de 12 de agosto de 2004 detalhou as disposições
que deveriam ser tratadas na “convenção de comercialização”.
Através da Resolução Normativa nº 109, de 26 de outubro de 2004 a
ANEEL instituiu a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica.
A referida “Convenção” estabelece as condições de comercialização
de energia elétrica, as bases de organização, funcionamento e
atribuições da CCEE e as condições para o estabelecimento das
Regras e dos Procedimentos de Comercialização.
As “Regras de Comercialização” correspondem a um conjunto
de formulações algébricas definidas pela ANEEL, aplicáveis à
comercialização de energia elétrica na CCEE.
Já os “Procedimentos de Comercialização” formam um conjunto
de normas aprovadas pela ANEEL que definem aspectos funcionais
necessários para a operacionalização das Regras de Comercialização.
65
As regras de comercialização estão atualmente divididas em
“Cadernos Vermelhos”, “Cadernos Azuis” e “Cadernos Anexos”.
Cadernos Vermelhos:
n Medição Física.
n Medição Contábil.
n Garantia Física.
n Mecanismo de Realocação de Energia (MRE).
n Contratos.
n Balanço Energético.
n Tratamento das Exposições.
n Comprometimento de Usinas.
n Encargos.
n Consolidação de Resultados.
n Liquidação.
66
Cadernos Azuis:
n Ajuste de Contabilização.
n Penalidades de Energia.
n Penalidade de Potência.
n Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST.
n Reajuste dos Parâmetros da Receita de Venda.
n Receita de Venda de CCEAR
n Contratação de Energia de Reserva.
n Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD).
n Votos e Contribuição Associativa.
n Penalidade de Energia de Reserva.
n Regime de Cotas de Garantia Física e Energia Nuclear.
Cadernos Anexos:
n Glossário de Termos.
n Preço de Liquidação das Diferenças – PLD.
n MAC – REN 658/2015
67
5.3 Os Registros de Contratos e Garantias
Os contratos de comercialização de energia devem ser registrados
na CCEE:
n Contratos Iniciais;
n Contratos de Itaipu;
n Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado (CCEAR);
n Contratos de Leilões Anteriores ao Decreto nº 5.163/04;
n Contrato de Cotas.
n Outros Contratos Bilaterais.
Desde a criação do antigo MAE, os contratos firmados entre
vendedores e consumidores livres eram registrados sem as
informações de preços praticados, os quais sempre foram
considerados confidenciais pelos contratantes.
A Portaria MME nº 455, de 2 de agosto de 2012, determinou que,
a partir de 1º de julho de 2013, os contratos no ACL deveriam
ser registrados com as informações de preços contratuais, cuja
confidencialidade deveria ser garantida pela CCEE. A Portaria MME
nº 455/2012 foi contestada judicialmente e seus efeitos estão
suspensos.
Tal determinação tem como objetivo permitir à CCEE calcular e
divulgar indicadores de preços praticados no ACL, com o objetivo
de propiciar maior transparência e eficiência ao mercado de energia
elétrica.
68
Além desta determinação em relação aos preços, a referida Portaria,
com as alterações introduzidas pela Portaria nº 021, de 14 de janeiro
de 2014, também determinou que, a partir de 1º de novembro de
2012, os contratos firmados no ACL deveriam ser registrados na
CCEE antes do início da entrega da energia:
n Até 31 de maio de 2014, com frequência mensal e os montantes contratados podendo ser alterados após o registro
do contrato de compra e venda, inclusive após a verificação do consumo.
n Após 1º de junho de 2014, com frequência semanal e os
montantes contratados e registrados podendo ser alterados, exclusivamente, antes do início da semana de entrega
da energia.
Os Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica cujos montantes
sejam definidos em função do consumo e carga do agente,
denominados “contratos com mecanismos de flexibilidade”, terão os
respectivos montantes ajustados pela CCEE a partir do consumo e
carga verificados.
O sistema determina a posição contratual líquida de cada agente de
geração e/ou de consumo: energia vendida líquida e energia líquida
comprada.
Os contratos registrados na CCEE não implicam no compromisso de
entrega física de energia elétrica por parte dos Agentes Vendedores.
A energia pode ser entregue por outro Agente da CCEE.
A “energia total alocada” a um vendedor menos a “energia vendida
líquida” corresponde à quantidade de energia vendida no “Mercado
de Curto Prazo da CCEE”.
Da mesma forma, a “energia consumida” por um agente menos a
“compra líquida de energia” corresponde à quantidade de energia
comprada no “Mercado de Curto Prazo da CCEE”.
69
CCEE
ENERGIA
RECEBIDA
CONTRATOS
Comprador
CCEE
ENERGIA
DISPONÍVEL
CONTRATOS
Vendedor
Para a liquidação das operações liquidadas no “Mercado de Curto
Prazo da CCEE” é utilizado o “Preço de Liquidação das Diferenças”.
Portanto, o PLD é o preço que será praticado nas transações que
não estão cobertas por contratos.
70
A Resolução 03/2013 do Conselho Nacional de Política
Energética – CNPE, de 06 de março de 2013, determinou que “a
Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas
Computacionais do Setor Elétrico – CPAMP desenvolva e implemente
metodologia para internalização de mecanismos de aversão a risco
nos programas computacionais para estudos energéticos e formação
de preço, realizando os ajustes necessários nas disposições
referentes ao atendimento energético, à formação de preço e aos
Encargos de Serviços do Sistema”.
Com tal determinação o PLD passou a incorporar despachos de
térmicas que vinham sendo feito “fora da ordem de mérito por
garantia energética”. Os próprios modelos determinam o despacho
das térmicas, sem necessidade de procedimentos externos.
Como consequência, os valores de PLD tendem a ser mais elevados,
uma vez que o risco de déficit estará sendo considerado no próprio
modelo matemático utilizado para o cálculo do referido preço.
Os Agentes da CCEE devem efetuar o aporte de Garantias Financeiras
para as suas operações de compra e venda no Mercado de Curto
Prazo.
A Resolução Normativa nº 622, de 19 de agosto de 2014, definiu
novas regras relativas às garantias financeiras.
Nos termos da Res. 622/2014, a constituição de garantias
financeiras passa a ser condição necessária à adesão e à operação
dos agentes da CCEE e assegura aos agentes da CCEE a efetivação
dos registros validados de contratos de compra e venda (exceto
para as distribuidoras).
As garantias financeiras foram definidas como “meios executáveis
extrajudicialmente, com que se assegura o cumprimento de
obrigações de pagamento”.
71
Também foram definidos:
n Agente garantidor: instituição financeira credenciada na
CCEE e contratada pelo agente da CCEE, responsável
pelo pagamento das obrigações do agente contratante no
processo de liquidação financeira, até o montante do limite
de crédito concedido,
n Limite operacional: valor, em reais, de garantia financeira
contratada para cada agente da CCEE com o agente
garantidor, destinado ao adimplemento das obrigações
contraídas pelo agente contratante no âmbito da liquidação
financeira.
n Garantias avulsas: valor, em reais, de garantia financeira a
ser adicionada ao limite operacional.
As garantias financeiras devem ocorrer por meio da contratação de
operação de crédito junto a algum agente garantidor credenciado,
quando se tratar do limite operacional e junto a qualquer instituição
financeira, aceita pelo agente de liquidação, quando se tratar de
garantias avulsas.
No caso de garantias avulsas devem ser aceitos os seguintes ativos:
moeda corrente nacional, títulos públicos federais, carta de fiança,
quotas de fundos de investimento extramercado ou outros ativos
financeiros aceitos pelo agente de liquidação em acordo com a CCEE.
Cada agente deverá definir o seu “limite operacional” para fins de
constituição das garantias. A referida definição presume que o
agente conhece e assume integralmente o seu risco, que sabe que
a garantia de suas operações depende da definição de um limite
operacional compatível com suas obrigações, que a definição de
um valor menor que o recomendável caracteriza culpa ou dolo,
sujeitando-o a penalidades.
72
Observados os termos da REN 622/14 e de Procedimento de
Comercialização específico, o “limite operacional” poderá ser
alterado, para mais ou para menos, a qualquer tempo, sempre
de modo que a alteração não altere a condição de exposição no
processo de contabilização e liquidação em andamento.
O contrato que concede limite operacional entre agente garantidor
e agente da CCEE deverá conter, dentre outras, cláusulas relativas
aos procedimentos de comunicação entre ambos, prazo de vigência,
condições e formas de resolução e resilição contratual, condições
para alteração do limite operacional, montante contratado,
obrigatoriedade de o agente garantidor prestar informações à CCEE,
à ANEEL e ao Banco Central do Brasil, destinação exclusiva do limite
operacional concedido à garantia das operações realizadas na CCEE.
O valor mínimo mensal do limite operacional (atualizável com base no
IPCA) foi definido como:
n Para consumidores especiais: R$ 20.000,00.
n Para consumidores livres: R$ 50.000,00.
n Para comercializadores: ‘R$ 100.000,00.
n Para os demais agentes (exceto distribuidoras):
R$ 10.000,00.
Os valores mínimos poderão ser alterados pela ANEEL após
realização de consulta pública e com vacância mínima de seis meses
para o início de vigência.
Para os novos geradores que venham a se comprometer exclusivamente
com contratos regulados, a contratação de limite operacional é
apenas facultada até o momento previsto em Procedimento de
Comercialização específico para a operacionalização de sua adesão
à CCEE.
73
A “Garantia Avulsa” é uma faculdade oferecida aos agentes, em
complemento aos seus limites operacionais. O valor da mesma
poderá ser limitado a um percentual do limite operacional de cada
agente, podendo ainda ser integralmente suprimido. A citada restrição
pode ser estratificada em função da categoria (comercialização
e geração) e do porte do agente (potência instalada, quantidades
comercializadas ou quantidade de instalações).
A constituição de garantias avulsas pode ser realizada a qualquer
tempo. Se realizada posteriormente à etapa de efetivação dos
registros validados de contratos, não acarretará efeitos retroativos,
mas poderá ser executada na liquidação corrente.
A constituição oportuna de garantias avulsas em montantes
superiores ao permitido produz os efeitos adequados, porém sujeita
o agente à penalidades.
Até 22 de agosto de 2015 a constituição de garantias avulsas poderá
ocorrer em valores ilimitados. Após esta data valem as regras dos
limites operacionais.
A cada ciclo de contabilização e liquidação financeira do Mercado
de Curto Prazo, a CCEE deverá verificar a condição potencial de
inadimplência de cada agente vendedor ou cedente, em termos de
garantias financeiras constituídas, para fins de efetivar ou não os
registros validados de seus contratos de venda.
A CCEE poderá, a título informativo, divulgar a cada ciclo de
contabilização e liquidação financeira do MCP, o valor da exposição
financeira do agente da CCEE.
A CCEE somente promoverá a efetivação dos registros de
quantidades de energia elétrica validados pelas partes se existirem
as garantias financeiras correspondentes. Se não existirem garantias
suficientes num determinado mês, a CCEE promoverá um ajuste nos
volumes de energia elétrica associados a seus contratos de venda
(ou cessão) já validados.
74
O ajuste será realizado com base na insuficiência de garantia
financeira (em R$) convertida em MWh. A conversão será feita com
base nos montantes modulados de energia contratada e nos valores
horários do PLD.
O ajuste a ser feito pela CCEE priorizará os contratos feitos no
mercado livre, por ordem inversa de data da validação. Se os mesmos
não forem suficientes para o ajuste, as prioridades seguintes serão:
contratos decorrentes de leilão de ajuste, CCEARs decorrentes de
leilão de empreendimentos de geração existentes e outros CCEARs
e contratos de compra por agentes habilitados à comercialização
varejista.
Os ajustes de quantidades de contratos no ambiente regulado
implicam na redução proporcional dos valores a faturar pela energia
contratada referente ao mês contabilizado.
Para fins de penalidades por insuficiência de lastro de energia e
potência de consumidores especiais e livres, não será considerada a
parcela de consumo que seja suportada pelas garantias financeiras
constituídas e que decorra de montantes de compra registrados e
validados, porém não efetivados pela CCEE.
Os agentes estão sujeitos a multas aplicadas pela CCEE caso não
aportem as garantias financeiras suficientes para possibilitar a
efetivação dos registros ou caso constituir garantias avulsas em
montantes superiores ao permitido.
A multa será de 2% do valor não aportado (ou do montante de garantias
avulsas que superar o valor permitido). Caso a multa não seja paga
na data determinada, sobre a mesma incidirá juros de mora de 1% ao
mês (calculados “pro rata die”) e atualização monetária com base no
IGP-M, divulgado pela Fundação Getúlio Vargas – FGV (calculada “pro
rata die”). Sem prejuízo da multa, o agente está sujeito a processo
de desligamento da CCEE.
75
Em relação aos CCEARs, a CCEE deve promover o registro dos
mesmos por todo o período de suprimento. O registro deverá ser
suspenso na segunda vez ao longo do período de suprimento, em
que não ocorra a sua efetivação.
A suspensão de registro também se aplica ao CCEAR vinculado à
usina que não estiver em operação comercial.
Confirmada a suspensão, as distribuidoras contratantes estarão
expostas no Mercado de Curto Prazo.
A exposição será involuntária caso a distribuidora exerça seu direito à
resolução contratual. Caso a resolução contratual se dê em até trinta
dias da data de recebimento da notificação emitida pela CCEE, não
há necessidade de manifestação da ANEEL. O reconhecimento pela
ANEEL da exposição involuntária está condicionado à comprovação,
pela distribuidora, de ter desenvolvido o máximo esforço na
recontratação de energia elétrica em montantes equivalentes ao
objeto do contrato resolvido.
Se a distribuidora optar pela condição de exposição voluntária,
passará a ser credora junto ao agente vendedor no valor
correspondente à exposição financeira, a ela atribuída no âmbito da
liquidação financeira do MCP.
O registro do CCEAR não resolvido poderá ser retomado se o agente
vendedor pagar os débitos relacionados à exposição financeira do
MCP assumida pelas distribuidoras no período em que a energia
contratada não foi contabilizada e esteja integralmente adimplente
com todas as obrigações atinentes à comercialização no âmbito da
CCEE.
76
77
Tarifas, Encargos e Tributos
6
6.1 As tarifas praticadas no Mercado Cativo
6.2 A abertura e o realinhamento tarifário
6.3 Encargos e tributos setoriais
6.1 As tarifas praticadas no mercado cativo
Cabe à ANEEL definir várias tarifas que são utilizadas no setor de
energia elétrica:
n Tarifas aplicáveis aos consumidores cativos pelas distribuidoras.
n Tarifas de uso dos sistemas de transmissão – TUSTs, aplicáveis aos usuários da rede básica.
n Tarifas de uso dos sistemas de distribuição – TUSDs, aplicáveis aos usuários das redes de distribuição.
n Tarifa Atualizada de Referência – utilizada para o cálculo
da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos
Hídricos;
n Tarifa de Energia de Otimização – TEO – utilizada nas transações de ennergia no âmbito do MRE – Mecanismo de
Realocação de Energia;
As considerações que seguem são relativas às Tarifas aplicáveis aos
consumidores cativos pelas empresas distribuidoras.
Até o início da década de 1980, os consumidores do grupo A
dispunham exclusivamente das tarifas convencionais e pagavam o
mesmo valor independentemente de consumir mais nas “horas de
pico” (ou não) e de consumir mais (ou menos) em meses chuvosos
ou secos.
Para o consumidor era completamente indiferente o consumo de
energia elétrica durante a madrugada ou no final da tarde, assim
como consumir durante qualquer mês do ano.
O maior uso dos sistemas elétricos ocorre em torno das 17 às 22
horas, variando um pouco de uma para outra região. Assim, os
80
investimentos na infraestrutura elétrica devem ser feitos para atender
estes valores máximos de demanda. Qualquer demanda adicional
neste horário de pico (ou horário de ponta) custará, para o setor
elétrico, mais do que se a mesma ocorresse em outros horários,
pois implicará em necessidade de expansão.
Também ao longo do ano existem diferenças de “valor da energia
elétrica”, em função da maior ou menor disponibilidade de água nos
reservatórios das usinas hidrelétricas e da maior ou menor utilização
de geração termelétrica. Se o “valor da energia” é maior ou menor,
as tarifas devem refletir tal situação.
No início da década de 1980 foram introduzidas, para os
consumidores do grupo A, tarifas binômias diferenciadas, em que
eram definidos mais de um preço de demanda e/ou mais de um
preço de energia, denominadas “tarifas horo-sazonais”.
A estrutura tarifária horo-sazonal era caracterizada pela aplicação de
tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda
de potência de acordo com as horas de utilização do dia e dos
períodos do ano.
A implantação da estrutura tarifária horo-sazonal teve como objetivo
estimular o consumidor a modificar o perfil de consumo e/ou
demanda, reduzindo suas exigências nos horários em que o sistema
está mais sobrecarregado, ou seja, para melhorar o “fator de carga”
(quociente entre o valor médio e o valor máximo de uma curva de
carga) e nos meses em que os reservatórios de hidrelétricas estão
sendo deplecionados (esvaziados).
As tarifas horo-sazonais brasileiras eram:
n Tarifas Azuis e
n Tarifas Verdes
81
A Tarifa Azul era uma modalidade tarifária, estruturada para aplicação
de valores diferenciados de demanda de potência e consumo de
energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia e os
períodos do ano.
A Tarifa Verde era uma modalidade tarifária, estruturada para
aplicação de um valor único de demanda de potência e de valores
diferenciados de consumo de energia elétrica, de acordo com as
horas de utilização do dia e os períodos do ano.
Em decorrência, as tarifas praticadas no fornecimento aos
consumidores finais, em mercados cativos, passaram a ter os
seguintes formatos:
n Tarifa Monômia simples - com apenas um preço de energia;
n Monômia diferenciada - mais de um preço, mas apenas de
energia;
n Binômia convencional (2) - apenas um preço de demanda e
um preço de energia ;
n Binômia diferenciada - mais de um preço de demanda e/ou
mais de um preço de energia.
A estrutura tarifária das distribuidoras está sendo substancialmente
alterada pela ANEEL. Algumas alterações já foram implantadas,
outras testadas em 2014 e implantadas em 2015 e outras até o final
do terceiro ciclo de revisão tarifária de cada empresa.
As disposições básicas sobre a estrutura tarifária das distribuidoras
estão descritas no Procedimento de Regulação Tarifária – Submódulo
7.1, aplicáveis a partir do terceiro ciclo de revisão tarifária periódica
(3CRTP) e reajustes subsequentes.
2
A tarifa binômia convencional deverá ser aplicada pelas distribuidoras somente até o
termino do terceiro ciclo de revisão tarifária.
82
Entende-se como “estrutura tarifária” o conjunto das várias tarifas
utilizadas para fins de faturamento e capazes de produzir uma receita
que reflita os custos regulatórios da empresa.
Os componentes das tarifas são: a TUSD (Tarifa de Uso do Sistema
de Distribuição) e a TE (Tarifa de Energia).
A TUSD é definida em R$/kW e em R$/MWh. A TE é definida em R$/
MWh.
Os usuários do sistema de distribuição são classificados em grupos e
subgrupos tarifários. Nos termos do art. 2º, da Resolução Normativa
ANEEL nº 414/2010, os grupos e subgrupos são:
Grupo A: grupamento composto de unidades consumidoras com
fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV, ou atendidas a
partir de sistema subterrâneo de distribuição em tensão secundária,
caracterizado pela tarifa binômia e subdividido nos seguintes subgrupos:
a) subgrupo A1
tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV;
b) subgrupo A2
tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV;
c) subgrupo A3
tensão de fornecimento de 69 kV;
d) subgrupo A3a
tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV;
e) subgrupo A4
tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV; e
f) subgrupo AS
tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV,
a partir de sistema subterrâneo de distribuição.
83
Grupo B: grupamento composto de unidades consumidoras com
fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV, caracterizado pela tarifa
monômia e subdividido nos seguintes subgrupos:
a) subgrupo B1 – residencial;
b) subgrupo B2 – rural;
c) subgrupo B3 – demais classes; e
d) subgrupo B4 – Iluminação Pública.
A classe residencial está subdividida nas seguintes subclasses:
n Residencial;
n Residencial baixa renda;”
n Residencial baixa renda indígena;
n Residencial baixa renda quilombola;
n Residencial baixa renda benefício de prestação continuada
da assistência social – BPC; e
n Residencial baixa renda multifamiliar.
Os postos tarifários são:
n Ponta: período composto por três horas diárias consecutivas
definidas pela distribuidora considerando a curva de carga
de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda
a área de concessão, não aplicável para finais de semana
e feriados.
n Intermediário: período de duas horas, sendo uma hora
imediatamente anterior e outra imediatamente posterior
ao posto ponta, aplicado para o Grupo B.
n Fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas
diárias consecutivas e complementares àquelas definidas
nos postos ponta e intermediário.
84
As modalidades tarifárias são:
n Azul: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de acordo com as
horas de utilização do dia;
n Verde: aplicada às unidades consumidoras do grupo A, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia,
assim como de uma única tarifa de demanda de potência;
n Convencional Binômia: aplicada às unidades consumidoras
do grupo A, caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica e demanda de potência, independentemente
das horas de utilização do dia;
n Branca: aplicável às unidades consumidoras do grupo B,
exceto os subgrupos B1 subclasse Baixa Renda e B4, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia;
n Convencional Monômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo B, caracterizada por tarifas de consumo de
energia elétrica, independentemente das horas de utilização do dia;
n Geração: aplicada às centrais geradoras conectadas aos
sistemas de distribuição, caracterizada por tarifas de demanda de potência, independentemente das horas de utilização do dia;
n Distribuição: aplicada às concessionárias ou permissionárias de distribuição conectadas aos sistemas de outra distribuidora, caracterizada por tarifas diferenciadas de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização
do dia, e de consumo de energia elétrica;
85
A TUSD (Tarifa de uso do sistema de distribuição) é formada por
vários componentes (funções de custos):
I. TUSD TRANSPORTE – parcela da TUSD que compreende a
TUSD FIO A e a TUSD FIO B, sendo:
a) TUSD FIO A – formada por custos regulatórios pelo uso
de ativos de propriedade de terceiros, compreendida por:
n Uso dos sistemas de transmissão da Rede Básica;
n Uso dos sistemas de transmissão da Rede Básica
de Fronteira;
n Uso dos sistemas de distribuição de outras
distribuidoras; e
n Conexão às instalações de transmissão ou
de distribuição, quando aplicáveis.
b) TUSD FIO B – formada por custos regulatórios pelo uso de
ativos de propriedade da própria distribuidora, compreendida por:
n Remuneração dos ativos;
n Quota de reintegração regulatória (depreciação); e
n Custo de operação e manutenção.
II. TUSD ENCARGOS – parcela da TUSD que recupera os custos de:
n Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética –
P&D_EE;
n Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica –
TFSEE;
86
n Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS;
n Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; e
n Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica – PROINFA;
III. TUSD PERDAS – parcela da TUSD que recupera os custos
regulatórios com:
n Perdas técnicas do sistema da distribuidora;
n Perdas não técnicas; e,
n Perdas de Rede Básica devido às perdas regulatórias da
distribuidora.
Todos os componentes da TUSD são cobrados dos usuários do
sistema de distribuição, exceto:
n Para algumas centrais geradoras que possuem uma forma
específica de cálculo da TUSD.
n Para a parcela do consumo atendido por geração própria
(produção independente e/ou de autoprodução), não são
cobrados os componentes: Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE; e Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
n Para concessionária ou permissionária de distribuição não
são cobrados os componentes: TUSD Encargos e Perdas
não técnicas.
n Para a subclasse baixa renda não é cobrado o componente
“Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica – PROINFA”.
87
A TUSD subdivide-se em:
n I. TUSD AZUL – segmentada em dois postos tarifários ou
períodos de faturamento:
a) TUSD AZUL ponta – R$/kW – definida para o posto
tarifário ponta da distribuidora;
b) TUSD AZUL fora ponta – R$/kW – definida para o
posto tarifário fora ponta da distribuidora; e
c) TUSD AZUL – R$/MWh – definida sem distinção
horária;
n II. TUSD VERDE – segmentada em dois postos tarifários ou
períodos de faturamento:
a) TUSD VERDE – R$/kW – definida igual ao valor da
TUSD AZUL de fora ponta;
b) TUSD VERDE ponta – R$/MWh – definida para o
posto tarifário ponta da distribuidora; e
c) TUSD VERDE fora ponta – R$/MWh – definida igual
ao valor da TUSD AZUL em R$/MWh.
n III. TUSD CONVENCIONAL binômia – R$/kW e R$/MWh –
definida sem distinção horária;
88
n IV. TUSD BRANCA – segmentada em três postos tarifários
ou períodos de faturamento:
a) TUSD BRANCA ponta – R$/MWh – definida para o
posto tarifário ponta da distribuidora;
b) TUSD BRANCA intermediária – R$/MWh – definida
para o posto tarifário intermediário da distribuidora; e
c) TUSD BRANCA fora ponta – R$/MWh – definida para
o posto tarifário fora ponta.
V. TUSD CONVENCIONAL monômia – R$/MWh –
definida sem distinção horária;
VI. TUSD DISTRIBUIÇÃO – segmentada em dois postos
tarifários ou períodos de faturamento:
a) TUSD DISTRIBUIÇÃO ponta – R$/kW – definida para
o posto tarifário ponta da distribuidora;
b) TUSD DISTRIBUIÇÃO fora ponta – R$/kW – definida
para o posto tarifário fora ponta; e
c) TUSD DISTRIBUIÇÃO – R$/MWh – definida sem
distinção horária;
n VII. TUSD GERAÇÃO – TUSDg – R$/kW – definida sem
distinção horária e de subgrupo, exceto para o subgrupo
A2 que possui tarifa nominal.
89
A TE (Tarifa de Energia) também é formada por alguns componentes
(funções de custos):
n I. TE ENERGIA – é a parcela da TE que recupera os
custos pela compra de energia elétrica para revenda ao
consumidor, incluindo os custos com energia comprada
de Itaipu e de geração própria;
n II. TE ENCARGOS – é a parcela da TE que recupera os
custos de:
l Encargos de Serviços de Sistema – ESS;
l Encargo de Energia de Reserva – ERR;
l Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética
– P&D_EE;
l Contribuição sobre Uso de Recursos Hídricos –
CFURH.
n III. TE TRANSPORTE – é a parcela da TE que recupera
os custos de transmissão relacionados à: transporte de
Itaipu e na Rede Básica de Itaipu;
n IV. TE PERDAS – é a parcela da TE que recupera os
custos com perdas de Rede Básica devido ao mercado
de referência de energia.
A TE subdivide-se em:
n I. Horária – é segmentada em dois postos tarifários ou
períodos de faturamento:
l TE ponta - R$/MWh – definida para o posto tarifário
ponta da distribuidora;
l TE fora ponta - R$/MWh – definida para o posto
tarifário fora ponta e intermediário da distribuidora;
90
n II. TE convencional - R$/MWh – definida sem distinção
horária; e
n III. TE suprimento - R$/MWh – definida sem distinção
horária.
Ao definir as tarifas a ANEEL considera sempre os componentes de
TUSD e de TE.
A distribuidora deve informar na fatura dos consumidores dos grupos
A e B, de forma discriminada, os valores referentes à TUSD e à TE.
Na fatura de energia elétrica dos consumidores do grupo B, a
distribuidora deve informar o valor correspondente à energia, ao
serviço de distribuição, à transmissão, aos encargos setoriais e aos
tributos. Os valores, sempre em R$, devem incluir:
n Valor da energia: soma dos valores faturados relativos à
energia elétrica comprada para revenda, Perdas na Rede
Básica (TE) e TUSD- Perdas.
n Valor do serviço de distribuição: valor faturado relativo a
componente TUSD – Fio B.
n Valor da transmissão: soma dos valores faturados relativos
ás componentes TUSD – Fio A e TE TRANSPORTE
n Valor dos encargos setoriais: soma dos valores faturados
relativos ás componentes TE ENCARGOS e TUSD
ENCARGOS.
Desde janeiro de 2015 está implantado, em todas as empresas
distribuidoras do Sistema Interligado Nacional – SIN o “sistema
de bandeiras tarifárias”, aplicado aos consumidores cativos e
potencialmente livres.
91
As bandeiras tarifárias são:
n Bandeira Tarifária Verde: indica condições favoráveis de
geração de energia, não implicando acréscimo tarifário.
n Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha: indicam condições menos favoráveis e críticas de geração de energia,
resultando em adicionais à Tarifa de Energia - TE.
Os critérios para o cálculo dos adicionais de tarifas de energia
na vigência das tarifas amarela e vermelha estão definidos no
Módulo 6.8 do PRORET (Bandeiras Tarifárias).
Nos termos da Resolução Homologatória ANEEL nº 1.859,
de 27 de fevereiro de 2015:
n A bandeira tarifária verde: será acionada nos meses em
que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última usina
a ser despachada for inferior ao valor de 200,00 R$/MWh;
n A bandeira tarifária amarela: será acionada nos meses
em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última
usina a ser despachada for igual ou superior a 200,00 R$/
MWh e inferior ao valor-teto do Preço de Liquidação de
Diferenças – PLD, atualmente de 388,48 R$/MWh; e
n A bandeira tarifária vermelha: será acionada nos meses
em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última
usina a ser despachada for igual ou superior ao valor-teto
do PLD, de 388,48 R$/MWh.
Ainda nos termos da citada Resolução Homologatória nº 1.859/2015,
os valores a serem adicionados à tarifa de aplicação de energia, TE,
desde o dia 1º de março de 2015, são:
n Na vigência da bandeira tarifária amarela: 25,00 R$/MWh;
n Na vigência da bandeira tarifária vermelha: 55,00 R$/MWh.
92
A ANEEL é responsável pelo acionamento mensal das bandeiras,
com base em informações do Operador Nacional do Sistema – ONS.
Em princípio, a bandeira tarifária será utilizada no mês subsequente
à data de divulgação.
A receita adicional obtida pelas distribuidoras com a aplicação
das bandeiras amarela e vermelha será recolhida em nome da
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, diretamente à “Conta
Bandeiras”. A CCEE manterá a Conta Centralizadora dos Recursos
de Bandeiras Tarifárias (Conta Bandeiras), com a finalidade específica
de administrar os recursos decorrentes da aplicação das bandeiras
tarifárias. Tais recursos serão repassados mensalmente aos agentes
de distribuição, considerando os custos realizados da geração de
energia por fonte termelétrica e das exposições ao mercado de
curto prazo, apurados pela CCEE.
A ANEEL e as distribuidoras são responsáveis pela divulgação dos
procedimentos do sistema de bandeiras, buscando orientar os
consumidores quanto aos critérios de aplicação.
O adicional das bandeiras tarifárias amarela e vermelha não
será aplicado ao suprimento de energia às concessionárias e
permissionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500
GWh/ano, independente de ser ou não agente da CCEE.
A distribuidora deve explicitar na fatura do consumidor qual a
bandeira vigente no período relativo ao faturamento.
93
6.2 A abertura e o realinhamento tarifário
O Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, posteriormente
alterado pelo Decreto nº 4.667, de 4 de abril de 2003, determinou a
abertura e o realinhamento das tarifas.
A partir de tais dispositivos foi iniciado um processo, do qual resultam:
n a abertura das parcelas que compõem a tarifa de
fornecimento de energia elétrica para efeito de
informação ao consumidor final e
n o realinhamento da tarifa de fornecimento para
eliminação gradual do subsídio cruzado entre classes de
consumidores (processo já concluído).
A abertura das tarifas significa “abrir” as informações sobre os
valores de cada parcela que compõe a “fatura” de energia elétrica,
mostrando:
n o valor pago pela energia elétrica consumida (tarifa de
energia);
n o valor pago pelo uso do sistema de distribuição e
transmissão (tarifa de uso ou tarifa “fio”) e
n outros elementos de custo que compõem as tarifas.
A abertura das tarifas também facilita ao consumidor potencialmente
livre uma melhor avaliação da oportunidade de optar por ser,
efetivamente, consumidor livre. Ao comparar o quanto paga pela
energia com o que poderia pagar em caso de opção, o consumidor
sabe que os demais encargos tarifários de uso do sistema de
distribuição serão iguais.
94
6.3 Encargos e tributos setoriais
Os principais encargos setoriais são:
n RGR - Reserva Global de Reversão.
n Compensação financeira pelo uso de recursos hídricos.
n Taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica.
n Aplicação em Pesquisa e Desenvolvimento.
n Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
n PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas
de EE.
n Encargos de Serviços de Sistema.
n Encargos de Energia de Reserva – EER.
A RGR, em decorrência do disposto na Lei nº 12.783/13, é paga
atualmente só pelas concessões de usinas hidrelétricas que poderiam
ser prorrogadas em 2012 mas não o fizeram e pelas concessões de
transmissão licitadas antes de 12.09.2012.
A Compensação financeira pelo uso de recursos hídricos é paga
pelos geradores hidrelétricos, exceto as mini e pequenas centrais
hidrelétricas.
A taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica é paga por
todos os agentes setoriais. A alíquota foi reduzida de 0,5% para 0,4
% pela Lei nº 12.783/13.
A aplicação em Pesquisa e Desenvolvimento, decorrente da Lei nº
9.991, de 24 de julho de 2000, é obrigatória para as empresas de
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. A alíquota é
de um por cento da receita operacional líquida. Estão dispensadas
da referida aplicação asa usinas eólica, solar, biomassa, pequenas
centrais hidrelétricas e cogeração qualificada.
95
Os recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE são
provenientes das quotas anuais pagas por todos os agentes que
comercializem energia com consumidor final, mediante encargo
tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou
de distribuição, dos pagamentos anuais realizados a título de uso
de bem público, das multas aplicadas pela Aneel a concessionárias,
permissionárias e autorizadas, e dos créditos da União de que tratam
os arts. 17 e 18 da Medida Provisória no 579, de 11 de setembro
de 2012.
Os custos do PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – são pagos por todas as classes
de consumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Interligado
Nacional, proporcionalmente ao consumo verificado, exceto os
consumidores beneficiados pela Tarifa Social de Energia Elétrica,
integrante da Subclasse Residencial Baixa Renda.
Os Encargos de Serviços de Sistema, cobrados através da CCEE
destinam-se a recuperação dos custos (R$/MWh) envolvidos na
manutenção da segurança e da estabilidade do sistema e que não
estão considerados no cálculo do PLD.
Os Encargos de Energia de Reserva – EER são pagos pelos usuários
finais de energia elétrica do SIN, de modo proporcional à parcela da
carga do agente no SIN.
96
Além dos “subsídios cruzados”, difíceis de serem percebidos pelo
consumidor menos informado, existem vários outros subsídios
explícitos, pagos pelos consumidores:
n Subsídios para consumidores dos sistemas isolados –
CCC dos sistemas isolados (CDE).
n Subsídios para a geração a carvão – CDE.
n Subsídios para a geração com fontes alternativas –
PROINFA e CDE.
n Subsídios para Consumidores de Baixa Renda - CDE
n Subsídios para a universalização – CDE.
n Subsídios para transporte da energia de PCHs, eólicas e
outras – vários.
n Subsídios para as regiões Norte e Nordeste – vários.
Além destes encargos, o consumidor final é onerado com
alguns tributos:
n ICMS sobre a energia elétrica.
n PIS E COFINS.
97
A comercialização de Energia
7
7.1
7.2
7.3
7.4
7.5
7.6
7.7
Mercado Regulado e Mercado Livre
Compra de energia por Consumidores Cativos
Compra de energia por Consumidores Livres
Compra de energia por Consumidores Especiais
A cessãu de energia e potência por Cliente Livre
O consumidor Parcialmente Livre
Vantagens de comprar energia como “Cliente Livre”
7.1 Mercado regulado e mercado livre
A comercialização de energia elétrica deve ser entendida dentro de
vários contextos:
n Venda para consumidores finais no mercado cativo.
n Venda para consumidores finais no mercado livre.
n Venda para outros agentes – concessionários, permissionários e autorizados.
Para cada uma das circunstâncias acima apontadas existem regras
diferentes, a serem observadas pelos agentes.
As regras para comercialização de energia foram substancialmente
alteradas pelos dois últimos Governos.
O Decreto nº 5.163/04 define:
Art. 1º - §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;
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;
100
Ainda nos termos do Decreto nº 5.163/04:
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 nº
9.074, de 1995, é atendido de forma regulada.
Portanto, o “consumidor potencialmente livre” é aquele que está
legalmente habilitado a exercer a opção de comprar energia elétrica
de qualquer fornecedor.
Nos termos dos artigos 15 e 16 da Lei nº 9.074/95, podem exercer
a opção (respeitados os contratos de fornecimento vigentes) os
consumidores com carga igual ou superior a 3.000 kW, atendidos
em tensão igual ou superior a 69 kV ou em qualquer nível de tensão
no caso de novos consumidores (ligados após 8 de julho de 1995).
7.2 Compra de energia por consumidores cativos
A comercialização de energia no “mercado cativo” é feita nos
termos da Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010, e de outros
dispositivos complementares.
As concessionárias e permissionárias de distribuição de energia
elétrica estão obrigadas a, nos termos regulamentares, atender
todos os interessados, localizados em sua área de concessão.
101
Nos termos do Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002, os
consumidores do Grupo “A”, das concessionárias ou permissionárias
de serviço público de geração ou de distribuição de energia
elétrica deverão celebrar contratos distintos para a conexão, uso
dos sistemas de transmissão ou distribuição e compra de energia
elétrica.
7.3 Compra de energia por consumidores livres
O chamado “mercado livre” de energia elétrica passou a existir
a partir do advento da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, que
definiu a possibilidade de exercício de opção de compra por parte de
consumidores que atendem determinadas condições.
Com a Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, o mercado de livre
negociação foi ampliado para todas as operações de compra e
venda de energia elétrica entre concessionários, permissionários
e autorizados, observadas as disposições relativas ao período de
transição (contratos iniciais).
A Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002, excluiu as compras
das concessionárias de serviço público de distribuição do mercado
de livre negociação, ao determinar (art. 2º) que as mesmas somente
poderiam estabelecer contratos de compra de energia elétrica por
meio de licitação, na modalidade de leilão, ou por meio dos leilões
públicos previstos no art. 27 da Lei nº 10.438, de 2002.
A Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, consolidou tal situação
definindo que as concessionárias, permissionárias e autorizadas
do serviço público de distribuição de energia elétrica deveriam
submeter-se à “contratação regulada”, com os processos de licitação
conduzidos pelo próprio governo.
102
Assim, o “mercado livre” (ou ambiente de contratação livre) está
atualmente limitado às operações de compra e venda de energia
elétrica envolvendo os agentes concessionários e autorizados de
geração, comercializadores e importadores de energia elétrica e os
consumidores livres (ou potencialmente livres).
No “mercado livre” as relações comerciais podem ser livremente
negociadas e contratadas, mas devem estar consolidadas em
contratos bilaterais de compra e venda de energia elétrica, com
estabelecimento, entre outras condições, de prazos e volumes.
Se o contrato do “consumidor potencialmente livre” não tem prazo
determinado, pode o mesmo exercer a opção mediante informação
de sua decisão ao agente de distribuição que o atende. Porém,
algumas restrições estão impostas:
n O início da entrega de energia pelo novo vendedor só poderá ocorrer no ano subseqüente ao da informação da
opção (exceto se a concessionária aceitar a redução de
tal prazo) e
n A informação da opção deve ser apresentada à concessionária de distribuição em até 75 dias antes da data prevista
para a realização de um dos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimento de geração existente (exceto
se o contrato de fornecimento dispuser expressamente
em contrário).
O consumidor que exerce a opção de compra pode voltar à
condição de “consumidor cativo”, devendo para isto comunicar à
concessionária de distribuição local com um prazo de antecedência
de cinco anos, prazo este que pode ser desconsiderado por decisão
da concessionária.
103
A opção exercida por um consumidor poderá corresponder a toda a
sua necessidade ou a uma parte dela. De qualquer forma, exercida a
opção (total ou parcial) o consumidor deverá garantir o atendimento
a 100% de suas cargas, em termos de energia e potência, por
intermédio de geração própria ou de contratos registrados na CCEE,
ficando sujeito a penalidade pelo descumprimento dessa obrigação.
A opção de compra de energia elétrica pelo consumidor
potencialmente livre pode ser exercida junto aos vários agentes
vendedores, dentre estes a concessionária ou permissionária de
distribuição responsável pela área geográfica.
De certa forma equiparam-se aos consumidores livres e estão
incluídos no “mercado livre” aqueles 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 de PCH, de usinas com potência igual ou inferior a 1 MW
e de geração com base em fontes solar, eólica, biomassa (com
potência instalada menor ou igual a 30 MW), nos termos do §5º do
art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996. Os referidos
consumidores (“assemelhados” aos consumidores livres) também
deverão ser agentes da CCEE.
A decisão de compra de energia no ACL e a eventual decisão de
voltar ao ACR implicam na assunção da responsabilidade pelo
ressarcimento de eventuais prejuízos causados pelo seu posterior
descumprimento.
A compra de energia na condição de consumidor livre implica na
possibilidade de obter contratos compatíveis com as efetivas
necessidades do comprador, com as suas diretrizes de gerenciamento
de consumo e com preço estável da energia elétrica.
A Resolução Normativa ANEEL nº 376/2009 define regras para a
contratação de energia elétrica, no âmbito do Sistema Interligado
Nacional – SIN, por Consumidor Livre.
104
7.4 Compra de Energia po Consumidores Especiais
A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, no artigo 26 § 5º
permite a venda de energia dos chamados “geradores incentivados”
aos “consumidores especiais”.
São geradores incentivados as usinas hidrelétricas com capacidade
instalada igual ou inferior a 50 MW e as que geram energia elétrica
com base em fontes solar, eólica, biomassa, cuja potência injetada
nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a
50 MW.
São “consumidores especiais” aqueles que, isoladamente ou
reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, tenham
carga maior ou igual a 500 kW e que compram energia de geradores
incentivados.
A comercialização de energia em referência está regulada pela
Resolução Normativa nº 247 de 21 de dezembro de 2006.
O atendimento ao “conjunto de unidades consumidoras, reunidas por
comunhão de interesses de fato ou de direito” fica condicionado a:
n Localização das unidades consumidoras em áreas
contíguas ou
n Possuírem as unidades consumidoras o mesmo CNPJ,
mesmo não estando em áreas contíguas.
A comprovação da carga (maior ou igual a 500 kW) deverá ser feita
com base na demanda contratada com um período mínimo de doze
meses (soma das demandas contratadas no caso do conjunto de
unidades consumidoras).
105
A compra e venda da energia elétrica em pauta serão feitas através
de um “Contrato de Compra de Energia Incentivada – CCEI”, com
cláusulas e preços livremente negociados. A venda da energia
produzida por “Agentes Geradores Incentivados” poderá ser feita por
intermédio de comercializadores autorizados pela ANEEL.
No caso de “conjunto de unidades consumidoras”, deverão as
mesmas manifestar seu compromisso de solidariedade, indicar o seu
representante legal junto ao vendedor e à concessionária e declarar
estar ciente de que a falta de pagamento de qualquer comprador
poderá implicar interrupção do serviço para todos.
Para cumprimento de seus contratos de venda, em caso de
indisponibilidade de geração própria, os geradores incentivados
poderão comprar energia de terceiros (de qualquer fonte), limitadas
tais compras a 49% da sua própria garantia física. A superação de
tal limite (49%) implica na perda dos incentivos.
Os “consumidores especiais” deverão firmar com as distribuidoras
locais ou transmissoras, os CCDs (Contratos de Conexão ao Sistema
de Distribuição) ou CCTs (Contratos de Conexão ao Sistema de
Transmissão) e os contratos de uso (CUSD ou CUST).
Referidos consumidores deverão implantar o “Sistema de Medição
para Faturamento – SMF” e estarão sujeitos a penalidades caso não
o façam. A medição poderá ser unificada para o conjunto de unidades
consumidoras, desde que estejam localizadas em áreas contíguas.
Tanto o “Agente Gerador Incentivado” como o “Consumidor Especial”
deverão participar da CCEE, podendo ser representados por outros
agentes para efeito de contabilização e liquidação.
106
7.5 A cessão de Energia e Potência por Cliente Livre
A Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, criou a possibilidade de
consumidores livres e especiais cederem montantes de energia e
potência por eles contratados, sem prejuízo dos direitos e obrigações
determinados nos contratos originais:
Art. 25. Os consumidores enquadrados nos arts. 15 e 16 da
Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995, e aqueles alcançados
pelo disposto no § 5o do art. 26 da Lei no 9.427, de 26
de dezembro de 1996, poderão ceder, a preços livremente
negociados, montantes de energia elétrica e de potência que
sejam objeto de contratos de compra e venda registrados
na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE,
conforme diretrizes e condicionantes do Ministério de Minas e
Energia e regulamentação da Aneel.
Parágrafo único. A cessão de que trata o caput deste artigo
não alterará os direitos e obrigações estabelecidos entre os
vendedores e os compradores nos contratos originais de
compra e venda de energia.
O MME, através da Portaria nº 185, de 4 de junho de 2013, alterada
pela Portaria MME nº 21, de 14 de janeiro de 2014, definiu as
diretrizes para a referida cessão, a qual pode ser praticada desde 1º
de junho de 2014.
A Cessão deverá ocorrer mediante negociações bilaterais, ser
formalizada por meio de “Contrato de Cessão” e ser registrada e
validada na CCEE.
Os contratos originais de compra e venda deverão estar previamente
registrados e validados na CCEE e a cessão deve ter sido limitada à
quantidade e ao prazo final do contrato original.
O tema foi objeto de regulação pela ANEEL através da Resolução
Normativa no 611, de 8 de abril de 2014.
107
7.6 O Consumidor Parcialmente Livre
A Resolução Normativa ANEEL nº 376/2009 criou a figura do
“Consumidor Parcialmente Livre” e determinou que o mesmo firme o
CCEAL (Contrato de Compra de Energia no Ambiente de Contratação
Livre) e o CCER (Contrato de Compra de Energia Regulada), (além
do Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD ou de
Transmissão – CCT e do Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
– CUSD ou de Transmissão – CUST).
O “Consumidor Parcialmente Livre” é aquele que compra parte de
suas necessidades de energia elétrica no mercado livre e outra parte
da distribuidora local, nas mesmas condições reguladas aplicáveis a
consumidores cativos, inclusive tarifas e prazos.
O CCER deve dispor sobre o montante de energia elétrica
contratada, discretizado em períodos mensais para todo o período
de fornecimento do contrato. Caso o referido período seja superior
a 12 meses, deve ser permitida a revisão dos valores mensais de
energia elétrica contratada a cada período de 12 meses, observadas
as disposições de Regras e Procedimentos de Comercialização
aplicáveis ao registro desses valores.
O contrato deve prever que, caso o Consumidor Parcialmente Livre
necessite acréscimo do montante de energia elétrica associado ao
CCER deverá receber tratamento semelhante aos casos de retorno
de Consumidor Livre ao ACR. Na hipótese de solicitação de redução
do montante de energia elétrica associado ao CCER, deverá receber
tratamento semelhante aos casos de migração de Consumidor
Potencialmente Livre para o ACL.
108
Se após a comunicação o consumidor desistir de migrar para a
condição de “consumidor livre” e estiver sem contrato de compra de
energia, a distribuidora poderá atendê-lo, porém cobrará do mesmo
a diferença, se positiva, entre o Preço de Liquidação de Diferenças
– PLD médio mensal publicado pela CCEE e o custo médio de
aquisição de energia elétrica pela concessionária local. Tal situação
deverá perdurar até que novo contrato (CCER) seja firmado e entre
em vigência.
Existe também a hipótese contrária, ou seja, o consumidor livre
informa que pretende voltar à condição de “consumidor cativo”, assina
o CCER (Contrato de Compra de Energia Regulada) e posteriormente
desiste deste contrato antes do mesmo entrar em vigência.
Neste caso, deverá pagar à distribuidora uma multa rescisória,
calculada com base na expectativa de faturamento associado ao
CCER no período de um ano.
Na hipótese de um “Consumidor Parcialmente Livre”, responsável por
unidade consumidora conectada à Rede Básica, ficar inadimplente no
CCER, sendo essa inadimplência caracterizada pelo não pagamento
integral de mais de uma fatura mensal em um período de 12 meses
consecutivos, a distribuidora local ficará autorizada a não registrar,
na CCEE, os montantes de energia elétrica contratada até a quitação
total dos débitos.
109
7.7 Vantagens de comprar energia
como “Cliente Livre”
As principais vantagens de um consumidor ao se tornar “consumidor
livre” são:
n Possibilidade de negociar livremente o preço de energia
elétrica;
n Segurança contratual em relação à variação de preços;
n Possibilidade de negociar a compra com flexibilidade de
ajustes;
n Possibilidade de negociar a compra de um “produto” adequado às suas condições específicas (prazos, sazonalidades etc.);
n Possibilidade de escolha entre vários tipos de contratos
oferecidos pelos vendedores;
n Possibilidade de contratar outros serviços paralelos – representação na CCEE, estudos de racionalização de consumo, assessoria nos contatos com transmissores/distribuidores.
De qualquer forma, é indispensável que o consumidor, ao tomar a
decisão de ser livre, disponha de uma estratégia na utilização da
energia elétrica e de adequadas informações, tanto em termos de
perspectiva de preços como de disponibilidade.
110
111
Direitos e Obrigações
de um Cliente Livre
8
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
A garantia do fornecimento
O direito de livre acesso: Sistemas de transmissão e distribuição
O retorno do mercado cativo
A obrigatoriedade de ser agente da
A obrigatoriedade de contratar a totalidade da energia
As garantias de pagamentos
8.1 A garantia do fornecimento
A garantia de fornecimento de energia é obtida pelo consumidor livre
mediante o registro na CCEE do(s) seu(s) contratos(s) de compra
e venda de energia. Uma vez que um contrato está regularmente
registrado na CCEE, o direito do comprador de receber a energia
está assegurado, mesmo que o vendedor, por qualquer razão, não
disponibilize a energia no sistema elétrico. Numa circunstância como
esta, haverá uma operação a ser liquidada pelo vendedor, no âmbito
da CEEE, sem necessidade de qualquer participação do comprador.
Se o comprador – cliente livre - receber energia sem respaldo de
um contrato de compra e venda registrado na CCEE, então estará
o mesmo sujeito a liquidação da energia recebida ao “preço de
liquidação de diferenças” da CCEE, além de eventuais penalidades
por falta de “lastro contratual” (contratos para 100% da energia
necessária).
8.2 O direito de livre acesso: sistemas de
transmissão e distribuição
A Lei nº 9.074/95 assegura aos consumidores livres o acesso
aos sistemas de distribuição e transmissão de concessionários e
permissionários de serviço público, mediante ressarcimento do
custo de transporte envolvido.
114
8.3 O retorno ao mercado cativo
Nos termos da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, o consumidor
livre pode voltar à condição de consumidor cativo. Para isto deve
informar à distribuidora local, com antecedência mínima de cinco
anos.
A distribuidora, caso seja conveniente, pode negociar a redução do
referido prazo.
O retorno ao mercado cativo dos “consumidores especiais” segue a
mesma regra.
8.4 A obrigatoriedade de ser agente da CCEE
Os consumidores livres devem ser agentes da CCEE, podendo ser
representados, para efeito de contabilização e liquidação, por outros
agentes dessa Câmara.
Os custos operacionais da CCEE são rateados entre todos os
agentes participantes, proporcionalmente aos volumes de energia
elétrica transacionados.
Salvo expressa previsão legal ou regulamentar em contrário, os
consumidores livres estão sujeitos ao pagamento de todos os
tributos e encargos devidos pelos demais consumidores. A ANEEL
pode determinar que os encargos, taxas e contribuições setoriais
sejam pagos no momento da liquidação das transações no mercado
de curto prazo da CCEE.
115
8.5 A obrigatoriedade de contratar
a totalidade da energia.
O consumidor livre está obrigado a garantir o atendimento à
totalidade de sua carga, mediante contratação com um ou mais
fornecedores (ou mediante geração própria), mesmo que parte da
energia comprada ocorra na condição de consumidor cativo.
A não existência de contratos garantindo o atendimento à totalidade
de sua carga pode sujeitar o consumidor livre a penalidades.
8.6 As garantias de pagamentos
Os contratos de compra e venda de energia no mercado livre
costumam ter cláusula específica de garantia de pagamento da
energia comprada.
A garantia oferecida pelos compradores pode ser:
n Títulos do Tesouro Nacional.
n Carta de Fiança Bancária.
n Contrato de Constituição de Garantia.
116
117
O acesso e uso dos Sistemas de
Transmissão e Distribuição
9
9.1
9.2
9.3
9.4
Regulamentação básica
Contratos a serem firmados pelo Consumidor Livre
Tarifas a serem pagas pelo Cliente Livre
Encargos setoriais a serem pagos
9.1 Regulamentação básica
O “Livre Acesso” dos consumidores livres aos sistemas de
transmissão e distribuição foi assegurado pela Lei nº 9.074/95.
As regras são diferentes para o acesso aos sistemas de transmissão
e distribuição.
Transmissão
Resolução Normativa ANEEL nº 281, de 01/10/1999, pelo Decreto
nº 5.597, de 28/11/2005 e pelo Módulo 3 dos Procedimentos de
Rede do ONS.
A Resolução ANEEL nº 399, de 13 de abril de 2010 define normas
também para a contratação do uso do sistema de transmissão em
caráter permanente, flexível e temporário e as formas de cálculo dos
encargos correspondentes.
Entende-se por “conexão” o conjunto de instalações e de equipamentos
que objetivem interligar as instalações de um interessado até o ponto
de conexão.
O interessado pode formular uma “Consulta de Acesso” ou uma
“Solicitação de Acesso”.
A “Consulta de Acesso” é informal e não gera quaisquer
compromissos formais entre as partes. A consulta deve ser utilizada
quando o interessado ainda tem pendências, como dúvidas sobre o
melhor ponto de conexão ou pendências na assinatura do contrato
de concessão (ou ato autorizativo).
Na formulação da “Solicitação de Acesso” o processo é formal e
implica em custos para a realização de estudos de integração do
empreendimento à Rede Básica, custos estes de responsabilidade
do interessado.
120
A solicitação de acesso à Rede Básica deve ser encaminhada
ao ONS ou à concessionária de transmissão proprietária da linha
ou subestação no ponto de conexão desejado. A solicitação de
acesso às instalações que não compõem a Rede Básica deve ser
encaminhada à concessionária proprietária da linha ou subestação
a ser acessada.
As solicitações devem estar acompanhadas dos dados e informações
necessárias à avaliação técnica do acesso solicitado.
O consumidor livre deverá:
n Efetuar os estudos, projetos e a execução das instalações
de uso exclusivo e custear ou executar a conexão com o
sistema elétrico da concessionária ou permissionária onde
será feito o acesso;
n Observar o disposto nos Procedimentos de Rede e nos
Procedimentos de Distribuição (conforme o caso).
O ONS é responsável (no caso de rede básica) pela emissão do
“Parecer de Acesso”, documento que consolida e estabelece as
condições de acesso, ou seja, aquelas condições relacionadas às
ampliações e reforços necessários de modo a poder atender o
acesso solicitado, os prazos necessários para a implantação, as
limitações constatadas, os requisitos técnicos relativos à medição,
proteção, tele-supervisão, relacionamento operacional etc.
O ONS tem um prazo de trinta dias para se manifestar. Se houver
necessidade de reforços nos sistemas de transmissão para
atendimento ao acesso solicitado, o prazo de que trata este artigo
será de cento e vinte dias. Os mesmos prazos valem para as
transmissoras em relação às conexões.
Os custos referentes à implantação, operação e manutenção das
instalações de conexão fazem parte de negociações bilaterais entre
o Agente e a concessionária de transmissão envolvida e são de
responsabilidade do acessante.
121
O interessado tem um prazo de até noventa dias após definidas as
condições de acesso para a celebração dos contratos necessários.
Se houver necessidade de implantar obras na rede básica para
viabilizar o acesso (reforços e ampliações), as mesmas devem
ser submetidas pelo ONS à ANEEL e, se aprovadas, devem ser
desenvolvidas pelo concessionário de transmissão.
As obras relativas à conexão propriamente ditas são de
responsabilidade financeira do acessante.
Nos termos da Resolução ANEEL nº 281/99, os equipamentos
de medição, necessários à conexão, serão de responsabilidade
financeira do Consumidor livre.
Os encargos de conexão são devidos por todos os usuários da
rede e são objeto de negociação entre as partes, devendo cobrir os
custos incorridos com o projeto, a construção, os equipamentos, a
medição, a operação e a manutenção do ponto de conexão.
O Decreto nº 5.597, de 28 de novembro de 2005, ao regulamentar
o acesso de consumidores livres às redes de transmissão de energia
elétrica criou novos condicionantes.
122
O acesso de consumidores atendidos em tensão igual ou superior a
230 kV à rede básica de transmissão de energia elétrica deverá ser
efetuado pelas seguintes formas:
a)Atendimento por intermédio do concessionário local de
distribuição de energia elétrica;
b)Atendimento por intermédio do concessionário de transmissão de energia elétrica, nos termos do §2o do art. 4o
do Decreto no 41.019, de 26 de fevereiro de 1957,- fornecimento direto através de linhas de transmissão. Necessita autorização prévia da ANEEL.
c)Mediante construção das instalações necessárias para o
acesso diretamente pelo próprio consumidor. Necessita
autorização prévia da ANEEL.
Os acesos, para atendimento exclusivo de um único consumidor,
deverão ser precedidos de:
n Parecer de acesso emitido pelo ONS.
n Portaria do MME, fundamentada em parecer técnico.
Os acessos que dependem da ANEEL somente serão autorizados
nos seguintes casos:
n Ligação de nova unidade consumidora não conectada anteriormente, desde que seja tecnicamente compatível com o
nível de tensão igual ou superior a 230 kV, nos termos do
que dispuser a portaria do MME ou
n Alteração da forma de conexão de unidade consumidora já
atendida em tensão inferior a 230 kV, em decorrência de
aumento de carga; ou necessidade de melhoria de qualidade, devidamente demonstrada pelo consumidor interessado e reconhecida pela ANEEL.
123
As instalações de transmissão para uso exclusivo de um consumidor
ou de um agente poderão ser acessadas por outro agente ou
consumidor interessado que atenda às condições legais e à regulação
expedida pela ANEEL, a qual deverá dispor sobre:
n As condições gerais de acesso, de acordo com estudos
técnicos aprovados pelo ONS;
n O ressarcimento a quem promoveu, às suas custas, a
construção da obra de uso exclusivo;
n A incorporação à rede básica da rede de transmissão de
uso comum, mediante doação; e
n A remuneração do agente de transmissão que incorporar a
rede de transmissão de uso comum.
A autorização para consumidores já conectados à rede de distribuição
somente será dada após a homologação pela ANEEL de contrato,
a ser celebrado entre o consumidor e seu respectivo agente de
distribuição. Através do referido contrato, o consumidor assume o
compromisso de:
n Ressarcir o agente de distribuição dos investimentos específicos feitos na rede de distribuição para atendimento ao
consumidor, descontada a depreciação contábil;
n Quitar o valor referente aos Encargos de Serviços de Sistema - ESS e o saldo da Conta de Compensação de Variação
de Valores de Itens da Parcela A - CVA, das parcelas relativas ao respectivo consumidor no período em que utilizou a
rede de distribuição; e
n Quando cabível, pagamento, ao agente de distribuição,
dos encargos relativos à Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE, de que trata o art. 4º da Lei nº 10.438, de 26
de abril de 2002, conforme regulação da ANEEL.
124
As disposições do Decreto nº 5.597/05 são aplicáveis também ao
livre acesso de autoprodutor para a conexão de suas unidades de
produção e de consumo aos sistemas de transmissão e distribuição.
Distribuição
Para acesso ao sistema de distribuição, o consumidor livre deverá
solicitá-lo à concessionária ou permissionária de distribuição que
atende a sua área geográfica.
As condições do acesso e as tarifas devem:
n assegurar tratamento não discriminatório aos usuários;
n assegurar a cobertura de custos compatíveis com
custos-padrão;
n estimular novos investimentos na expansão dos sistemas
elétricos;
n induzir a utilização racional dos sistemas elétricos;
n minimizar os custos de ampliação ou utilização dos
sistemas elétricos.
O livre acesso aos sistemas de distribuição está regulado através da
Resolução Normativa nº 506 de 04 de setembro de 2012.
As regras estão detalhadamente explicadas nos PRODIST Procedimentos de distribuição:
n Módulo 3 - Acesso aos sistemas de distribuição;
n Cartilha de Acesso ao Sistema de Distribuição.
125
Em termos de formalização de processo, as seguintes etapas são
desenvolvidas:
n Consulta de Acesso,
n Informação de Acesso,
n Solicitação de Acesso,
n Parecer de Acesso, e
n Assinatura de contratos – CUSD e CCD.
A “consulta de acesso” é formulada pelo interessado para obter
informações técnicas que subsidiem os estudos pertinentes ao
acesso.
A “informação de acesso” é a resposta formal, sem custo, da
distribuidora à consulta de acesso e deve ser apresentada no prazo
máximo de sessenta dias.
A “solicitação de acesso” é um requerimento formal do interessado
no acesso. Se a carga é igual ou superior a 3 MW, a solicitação de
acesso deve ser feita com antecedência mínima de doze meses da
data pretendida para o acesso.
O “parecer de acesso” é o documento formal da distribuidora
definindo as condições de acesso (conexão e uso) e os respectivos
requisitos técnicos.
Os requisitantes do acesso ao sistema de distribuição devem
encaminhar suas solicitações acompanhadas dos dados e
informações necessárias à avaliação técnica do acesso solicitado.
126
São deveres da concessionária (art. 3º da Resolução nº 506/12):
n Obedecer ao disposto nos Procedimentos de Distribuição
de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST;
n Propiciar o relacionamento comercial com o acessante, relativamente ao uso do sistema de distribuição e à conexão
em instalações de sua propriedade, prestando as informações necessárias ao interessado no acesso;
n Efetuar estudos, projetos e implantação das instalações de
sua responsabilidade necessárias à conexão a depender
do tipo de acessante;
n Disponibilizar ao acessante informações e dados atualizados do seu sistema elétrico necessários à elaboração dos
estudos de responsabilidade do acessante;
n Celebrar o Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
– CUSD com todos os acessantes do sistema de distribuição e faturar os encargos de uso decorrentes;
n Celebrar o Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD com os acessantes do sistema de distribuição que venham a se conectar a instalações de sua propriedade e faturar os encargos de conexão decorrentes; e
n Contratar o acesso ao sistema de transmissão de forma
a assegurar o atendimento à demanda dos acessantes do
sistema de distribuição, incluindo a demanda relativa aos
seus consumidores cativos.
127
Já os usuários dos sistemas de distribuição devem (art. 4º):
n Obedecer ao disposto no PRODIST;
n Efetuar estudos, projetos e implantação das instalações de
sua responsabilidade necessárias à conexão;
n Disponibilizar à acessada informações e dados atualizados
do seu empreendimento necessários à elaboração dos estudos de responsabilidade da acessada; e
n Celebrar os contratos de conexão e de uso do sistema de
distribuição;
Quando o acesso é feito em instalações de outra área de concessão,
os usuários deverão firmar o Contrato de Uso do Sistema de
Distribuição com a concessionária ou permissionária de distribuição
responsável pela área e o de conexão com a proprietária da
instalação.
Os encargos de conexão ao sistema de distribuição são de
responsabilidade dos usuários e devem cobrir os custos incorridos
com o projeto, a construção, os equipamentos, a medição, a
operação e a manutenção do ponto de conexão. As instalações
de conexão podem ter seu projeto e execução contratados com a
distribuidora ou com empresa de livre escolha do usuário.
O sistema de medição para o faturamento de energia elétrica,
necessário à conexão de unidade consumidora, será instalado pela
distribuidora mas a responsabilidade financeira é do consumidor livre.
O acesso ao sistema de distribuição deve ser regido pelos
“Procedimentos de Distribuição”, pelos contratos celebrados entre as
partes e pelas normas e padrões específicos de cada concessionária
ou permissionária.
128
As vigências do CUSD e do CCD devem ser equivalentes. O prazo
de vigência inicial deve ser de 12 meses. Os contratos devem ser
prorrogados automaticamente por prazos sucessivos de 12 meses,
desde que o acessante não se manifeste formalmente em contrário
à prorrogação com antecedência mínima de centro e oitenta dias
em relação ao término de cada vigência. Estes prazos podem ser
estabelecidos, desde que haja acordo entre acessada e acessante.
O acessante pode solicitar a rescisão contratual do CUSD e do CCD,
a seu critério, desde que formalize seu pedido com antecedência
mínima de 180 dias.
O CUSD e o CCD devem contemplar as cláusulas mínimas
estabelecidas no PRODIST.
O “encargo de conexão” deve ser calculado com base em custos
associados às instalações de responsabilidade do acessante, os
quais são definidos de acordo com a regulamentação relativa a cada
tipo de acessante.
Os valores das tarifas de uso dos sistemas de distribuição (TUSD)
são propostos pelas concessionárias ou permissionárias e
aprovados pela ANEEL, de acordo com os encargos associados ao
serviço, incorporando o uso dos sistemas de transmissão, nos casos
aplicáveis a unidades consumidoras.
É considerado “acesso temporário” o uso, por tempo determinado,
de capacidade remanescente em instalações dos sistemas. Pode
ser adotado por produtores independentes de energia elétrica e
autoprodutores que não possuam contrato de venda de energia
elétrica (ou que a disponibilização da energia contratada ainda não
tenha iniciado) e que não possuam Contrato de Uso do Sistema de
Distribuição – CUSD (ou que a data inicial de contratação do uso do
sistema ainda não tenha ocorrido).
O agente interessado deve solicitar o acesso temporário com
antecedência mínima de 60 dias e deve receber a resposta à
solicitação em, no máximo, 30 dias.
129
9.2 Contratos a serem firmados
pelo Consumidor Livre
O “consumidor livre” deve firmar contratos de:
n Compra e venda de energia elétrica.
n Conexão ao sistema elétrico de transmissão (CCT)
ou de distribuição (CCD).
n Uso do sistema de transmissão (CUST) ou
de distribuição (CUSD).
n Contratos de constituição de garantias.
CCT - Contratos de conexão ao sistema de transmissão.
Estes contratos são assinados entre as transmissoras e os usuários
da rede de transmissão, com interveniência do ONS.
Constitui objeto do CCT o estabelecimento das condições,
procedimentos, responsabilidades técnico-operacionais e comerciais
que irão regular a conexão do usuário com a Rede Básica, através
dos pontos de conexão de propriedade do usuário e da própria
transmissora.
Nestes contratos estarão estabelecidas as condições técnicas e
econômicas da conexão, como, por exemplo, quais obras deverão
ser realizadas, recursos envolvidos, prazos, a quem pertencerão os
ativos vinculados à conexão e quem fará a manutenção dos mesmos.
As partes se submetem aos Procedimentos de Rede, elaborados
pelo ONS e aprovados pela ANEEL e eventuais mudanças nestes
procedimentos ensejarão revisões do CCT.
Os contratantes se comprometem a avaliar permanentemente
as condições operativas dos pontos de conexão, identificando as
adequações que se fizerem necessárias.
130
Se as adequações dos pontos de conexão de propriedade do usuário
envolverem a substituição parcial de equipamentos, deverá a mesma
ser realizada com investimentos do usuário e por ele executadas.
Se as adequações dos pontos de conexão envolverem a substituição
total de pontos de conexão, serão consideradas como uma nova
conexão, sendo objeto de um novo CCT.
O acesso aos pontos de conexão é garantido tanto para a transmissora
quanto para o usuário, inclusive em relação aos equipamentos de
medição.
Os encargos de conexão, estabelecidos através de negociação entre
as partes, são pagos mensalmente pelo usuário à transmissora e o
valor é definido no CCT.
Os encargos de conexão estão sujeitos a reajustes (pela variação do
IGPM) ou a revisões nas hipóteses de:
n Comprovado impacto da variação dos custos de operação
e manutenção dos pontos de conexão; e
n Criação de novos tributos, ou a alteração ou extinção dos
existentes, quando comprovado seu impacto sobre os
custos.
O atraso de pagamento pelo usuário sujeita o mesmo à execução
da garantia contratada e, após concordância do ONS, à abertura
elétrica da conexão pela transmissora.
Os procedimentos detalhados para o relacionamento técnicooperacional referentes aos pontos de conexão são estabelecidos
em “Acordo Operativo” anexo ao CCT. O Acordo Operativo descreve
e define as atribuições e responsabilidades e estabelece os
procedimentos necessários ao relacionamento operacional entre as
partes.
131
Os contratantes se comprometem a respeitar a capacidade operativa
das instalações de conexão e dos pontos de conexão, conforme
valores especificados no Acordo Operativo.
CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão
O CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - é firmado pelo
ONS em seu próprio nome, por todas as empresas transmissoras
(representadas pelo ONS) e pelo usuário dos serviços de transmissão.
O objeto do contrato é de estabelecer os termos
e as condições para:
n O uso da “rede básica” pelo usuário, com a prestação
dos serviços de transmissão pelas concessionárias de
transmissão ao usuário;
n A prestação pelo ONS dos serviços de coordenação e
controle da operação dos sistemas e
n A prestação pelo ONS dos serviços de cobrança e da
liquidação dos encargos de uso da transmissão.
No contrato são definidos os valores de MUST – “Montantes de Uso
do Sistema de Transmissão”, para os períodos de ponta e fora de
ponta de cada ano de vigência do contrato.
O usuário pagará mensalmente os “encargos de uso da transmissão”,
os encargos que decorram de eventuais ultrapassagens do montante
de uso e os encargos que decorram de eventuais sobrecargas.
132
Os pagamentos são feitos:
n às concessionárias de transmissão pela prestação dos
serviços de transmissão, por eventuais ultrapassagens do
montante de uso contratado e por eventuais sobrecargas
em suas instalações e equipamentos;
n ao ONS pelos serviços por ele prestados.
Os consumidores livres devem ainda pagar à concessionária de
transmissão a parcela correspondente aos encargos setoriais
(quotas da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e de custeio
do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
– PROINFA).
Os documentos de cobrança são emitidos pelas concessionárias
de transmissão e pelo ONS com base nas apurações de valores
realizadas pelo ONS (Módulo 15 dos Procedimentos de rede).
Como garantia de pagamento dos encargos sob sua responsabilidade,
o usuário pode optar por:
n Firmar um CCG Contrato de Constituição de Garantia ou
n Apresentar uma “Carta de Fiança Bancária”.
Se o Mecanismo de Garantia previsto no CCG for utilizado 3 vezes
consecutivas ou 5 vezes alternadas num período de 12 meses, o
usuário estará obrigado a apresentar, em 15 dias, uma Carta de
Fiança Bancária, no valor equivalente a 2 (dois) meses de seus
débitos mensais.
O usuário consumidor livre está sujeito ao corte do fornecimento
caso deixe de liquidar os pagamentos devidos e os Mecanismos de
Garantia se mostrem ineficazes.
133
CCD - Contrato de conexão ao sistema de distribuição.
O CCD deverá ser firmado pelo consumidor livre ou especial
quando desejar uma conexão elétrica com o sistema através de
concessionária ou permissionária de distribuição.
Os Contratos de Conexão às Instalações de Distribuição são
razoavelmente semelhantes aos CCTs e devem estabelecer as
condições gerais do serviço a ser prestado, bem como as condições
comerciais a serem observadas, dispondo, no mínimo, sobre:
n Data de conexão do acessante;
n A obrigatoriedade da observância aos Procedimentos de Distribuição;
n A obrigatoriedade da observância à legislação específica e
às normas e padrões técnicos de caráter geral da concessionária ou permissionária proprietária das instalações;
n A descrição detalhada dos pontos de conexão e das instalações de conexão, incluindo o conjunto de equipamentos
necessários para a interligação elétrica das instalações do
usuário ao sistema de distribuição, com seus respectivos
valores de encargos;
n A capacidade de demanda da conexão;
n As responsabilidades por danos materiais diretos causados
a equipamentos elétricos de propriedade de consumidores
finais da DISTRIBUIDORA, em caso de perturbações nas Instalações de Conexão;
n A definição dos locais e dos procedimentos para medição e
informação de dados;
n Os índices de qualidade relativos às instalações de conexão;
n As penalidades pelo não atendimento dos índices de qualidade relativos às instalações de conexão.
134
Os encargos de conexão, pagos pelos usuários, serão objeto de
negociação entre as partes e deverão cobrir os custos incorridos
com o projeto, a construção, os equipamentos, a medição, a
operação e a manutenção do ponto de conexão.
As instalações de conexão poderão ter seu projeto e execução
contratados com empresa de livre escolha do usuário, inclusive a
própria concessionária, observadas as normas técnicas e padrões
da concessionária e os requisitos do usuário.
CUSD - Contrato de uso dos sistemas de distribuição.
Os contratos de uso do sistema de distribuição devem ser firmados
por consumidores livres ou especiais ligados à rede de distribuição.
Os Contratos de Uso dos Sistemas de Distribuição estabelecem as
condições gerais do serviço a ser prestado, bem como as condições
técnicas e comerciais a serem observadas. Devem dispor, no
mínimo, sobre:
n a obrigatoriedade da observância dos Procedimentos de Distribuição;
n a obrigatoriedade da observância da legislação específica e
das normas e padrões técnicos de caráter geral da concessionária ou permissionária proprietária das instalações;
n os montantes de uso dos sistemas de distribuição contratados nos horários de ponta e fora de ponta, bem como
as condições e antecedência mínima para a solicitação de
alteração dos valores de uso contratados;
n a definição dos locais e dos procedimentos para medição e
informação de dados;
135
n os índices de qualidade relativos aos serviços de distribuição
a serem prestados;
n as penalidades pelo não atendimento dos índices de qualidade relativos aos serviços de distribuição a serem prestados.
Estes contratos deverão ser assinados entre os usuários e as
concessionárias de distribuição às quais se conectam. Tais contratos
são regidos pelos Procedimentos de Distribuição da ANEEL e tem
por objetivo regular os direitos e obrigações referentes ao uso da
rede elétrica para atendimento das necessidades de demanda de
um usuário localizado na área de concessão de uma determinada
distribuidora.
Estes contratos estabelecem as bases para prestação de serviços
no sistema de distribuição de cada concessionária, permitindo a
esta disponibilizar a um determinado usuário, no ponto de conexão,
os valores de demanda referentes a cada ciclo de faturamento.
Entende-se esta disponibilidade tanto para a demanda no horário de
ponta (dp) como para o horário fora de ponta (dfp).
No CUSD são estabelecidas as seguintes obrigações e direitos:
n Encargos do uso (TUSD);
n Condições de faturamento e pagamento;
n Medição;
n Encargos Moratórios;
n Garantias do Pagamento dos Encargos;
n Solução de Controvérsias;
n Prazo e aditamentos.
136
Importante ressaltar, em relação aos contratos firmados por
consumidores livres, que são de responsabilidade dos mesmos
as perdas elétricas incorridas no sistema de transmissão, desde o
“ponto de entrega” definido com o vendedor da energia elétrica.
No caso de usuário do sistema de distribuição, as perdas deste
sistema já estão incluídas nas próprias tarifas de uso dos sistemas
(TUSD).
9.3 Tarifas a serem pagas pelo Cliente Livre
O cliente livre conectado ao sistema de transmissão paga a TUST,
enquanto aquele conectado ao sistema de distribuição paga a TUSD.
A TUST – Tarifa de uso do sistema de transmissão - resulta do rateio
entre os usuários da transmissão, de alguns valores específicos:
n A receita anual permitida de todas as empresas de
transmissão;
n Os serviços prestados pelo Operador Nacional do
Sistema Elétrico (ONS) e
n Encargos setoriais.
Em princípio, metade da receita global deve ser paga pelos geradores
e importadores (que colocam energia no sistema) e a outra metade
deve ser paga pelas distribuidoras, exportadoras e consumidores
livres (que retiram energia do sistema).
Esta condição não era válida para os custos das transmissoras que
prorrogaram os prazos de suas concessões em decorrência da MP
nº 579/2012. Ao regular o tema, a ANEEL, através da Resolução
137
Normativa nº 523, de 17 de dezembro de 2012, determinou que, no
cálculo extraordinário das TUSTs, em decorrência da redução das
RAPs das concessões prorrogadas em 2012, toda esta redução
de custos deveria ser alocada exclusivamente para o segmento
consumo da Rede Básica.
Posteriormente, através da Resolução Normativa n° 559, de 27
de junho de 2013 a ANEEL revogou a Resolução Normativa nº
523/2012 e definiu que o rateio inicial dos encargos de uso do
sistema de transmissão será feito na proporção de 50% (cinquenta
por cento) para o segmento geração e 50% (cinquenta por cento)
para o segmento consumo.
Existem:
n TUSTs para geradores: definidas para os pontos do sistema (nós) em que a energia é colocada no mesmo.
n TUSTs para carga: definidas para distribuidores, consumidores livres e importadores, calculadas em função do local
em que a energia é retirada do sistema.
A Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST é constituída por
dois componentes:
n I. TUSTRB: aplicável a todos os usuários do SIN; e
n II. TUSTFR: aplicável apenas à concessionária ou permissionária de distribuição que utilize transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV e
tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV, bem
como as respectivas conexões e demais equipamentos
ligados ao terciário ou que se conecte às linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de subestação, em tensão inferior a 230 kV,
localizados ou não em subestações integrantes da Rede
Básica.
138
A TUSD – Tarifa de uso do sistema de distribuição: é aplicável ao
uso dos sistemas de distribuição de energia elétrica e é formada por
vários componentes específicos.
Os custos de uma distribuidora que são cobertos pela TUSD são:
n Remuneração dos ativos de distribuição;
n Quota de reintegração dos ativos (depreciação);
n Custo operacional;
n Custo relativo ao pagamento da TUSTRB;
n Custo relativo ao pagamento da TUSTFR;
n Custo com a conexão às instalações da Rede Básica;
n Custo com o uso da rede de distribuição de outras
concessionárias;
n Perdas elétricas na Rede Básica, referentes às perdas
técnicas e não técnicas;
n Perdas técnicas na distribuição;
n Perdas não técnicas na distribuição;
n Contribuição para o ONS;
n Conta de Desenvolvimento Energético – CDE;
n Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica – PROINFA;
n Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica –
TFSEE;
n Contribuição para Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
e para Eficiência Energética.
139
A TUSD para consumidor livre ligado em tensão igual ou superior a 230
kV passou a ser estabelecida de acordo com a “metodologia nodal”,
em função do ponto de conexão. Ou seja, serão cobrados, além dos
encargos setoriais, os custos que efetivamente são incorridos para
atender aquele consumidor específico. Se a conexão ocorrer por
meio de ativos de propriedade de empresa de distribuição, a tarifa
associada ao contrato de uso dos sistemas de distribuição, a ser
aplicada pela distribuidora, incluirá os seguintes componentes:
n TUSD – CDE;
n TUSD – PROINFA;
n TUSD – Perdas não técnicas; e
n TUSTRB definida para o ponto de conexão.
Para estes casos, o encargo de conexão aos sistemas, definido em
R$, será composto pelo custo associado aos seguintes itens:
n Remuneração dos ativos utilizados na conexão;
n Quota de reintegração dos ativos em decorrência da
depreciação;
n Operação e manutenção dos ativos de conexão;
n Quota da Reserva Global de Reversão – RGR;
n Pesquisa e desenvolvimento – P&D e Eficiência
Energética; e
n Taxa de Fiscalização de Serviços de Eletricidade – TFSEE.
140
9.4 Encargos setoriais a serem pagos
Salvo expressa previsão legal ou regulamentar em contrário, os
consumidores livres estão sujeitos ao pagamento de todos os
tributos e encargos devidos pelos demais consumidores.
Alguns encargos setoriais, por serem de responsabilidade de
geradores, já estão “embutidos” nos preços de venda da energia
elétrica pelos mesmos. Exemplos: RGR - Reserva Global de Reversão
de geradores, Compensação financeira pelo uso de recursos hídricos,
Taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica de geradores,
“Contribuição” para Desenvolvimento Tecnológico por geradores.
Alguns destes encargos, além de outros, são devidos também por
transmissoras, distribuidoras e consumidores.
A cobrança destes encargos pode ocorrer:
n Através da TUST.
n Através da TUSD.
n No momento da liquidação das transações no mercado
de curto prazo da CCEE.
Estes encargos são, basicamente:
n Perdas não técnicas (comerciais);
n Contribuição para o ONS;
n Conta de Desenvolvimento Energético – CDE;
n Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica – PROINFA;
141
n Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica –
TFSEE;
n Contribuição para Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e
para Eficiência Energética.
n Encargos de Serviços de Sistema.
As TUSDs pagas por consumidores livres e especiais já incluem todos
estes encargos (exceto os Encargos de Serviços de Sistema, pagos
pelos consumidores livres e especiais no esquema de liquidação da
CCEE).
Já os consumidores livres e especiais usuários da rede básica
de transmissão pagam componentes de encargos adicionais às
TUSTs. São as parcelas de encargos setoriais rateados entre os
consumidores do SIN, independentemente de participarem ou não
do mercado cativo:
n Quotas do rateio da Conta de Desenvolvimento
Energético - CDE e
n Quotas do custeio do PROINFA.
Os consumidores livres devem pagar as
proporcionalmente aos seus consumos efetivos.
quotas
citadas,
Além dos encargos adicionais às TUSTs, os consumidores livres
e especiais usuários da rede básica de transmissão pagam os
Encargos de Serviços de Sistema no esquema de contabilização e
liquidação da CCEE.
142
143
Confiabilidade do Sistema Elétrico
10
10.1
10.2
10.3
10.4
Usinas Hidrelétricas
O mecanismo de realocação de energia - MRE
A expansão de capacidade
O risco de faltar energia elétrica
10.1 Usinas hidrelétricas
A geração de energia elétrica é predominantemente de usinas
hidrelétricas. Apesar da crescente participação de outras fontes
(termelétrica, eólica, PCH, Biomassa etc), esta predominância deverá
continuar ocorrendo por várias décadas.
Por essa razão, a disponibilidade (e consequentemente o custo)
da energia elétrica depende fundamentalmente da ocorrência de
chuvas, para que sejam mantidos os níveis de armazenamento
dos reservatórios e, assim, durante os períodos de seca, haja
água suficiente para produzir a energia necessária ao atendimento
do mercado. Devido às suas características geoclimáticas e
proporções continentais, o Brasil possui no seu território várias
bacias hidrográficas, com diferentes regimes de chuvas.
Dessa forma, enquanto numa determinada região o maior volume
de chuvas ocorre no verão, em outra, as chuvas podem ser mais
intensas no inverno. Assim sendo, é teoricamente possível (e
economicamente recomendável) operar o sistema elétrico de forma
a otimizar a produção de energia, em função das características
complementares entre as bacias hidrográficas. Em outras palavras,
quando estão ocorrendo chuvas em grande quantidade numa certa
região, as usinas hidrelétricas dessa região “exportam” parte de
sua produção para as regiões que se encontram no período “seco”.
Quando a situação das chuvas se inverte, o fluxo de energia também
é revertido e a região, antes “exportadora”, passa a “importar”
energia necessária para seu mercado.
Entretanto, diante das dificuldades cada vez maiores nos processos de
licenciamentos ambientais (e nas ações judiciais), o setor de energia
elétrica tem adotado, nos novos aproveitamentos hidrelétricos, uma
postura estratégica de busca de “eficiência ambiental” em prejuízo
da “eficiência energética”.
As novas usinas hidrelétricas estão sendo dimensionadas com uma
preocupação, cada vez maior, de otimizar a relação “capacidade
146
instalada/área inundada” em prejuízo de uma otimização energética.
A “otimização ambiental” implica em construir usinas a fio d’água,
com pouca área inundada e sem capacidade de regularização
plurianual das vazões. A regularização é plurianual quando o ciclo de
enchimento e esvaziamento da represa permite uma compensação
das variações de hidraulicidade em ciclos de vários anos de duração.
Os novos grandes aproveitamentos em construção (UHEs Santo
Antônio, Jirau, Belo Monte) tiveram suas concepções iniciais
completamente revistas, de modo a inundar a menor área possível,
com a conseqüente redução de possibilidade de armazenar energia.
Um sistema hidrelétrico com menor “capacidade de regularização
de vazões” implica na necessidade de intensa complementação por
outras fontes de geração, geralmente com custos unitários mais
elevados (termelétricas, eólicas, nucleares etc).
Assim, na medida em que o Brasil passa a depender intensamente
de usinas a fio d’água, a eventual ocorrência de um período de
severa estiagem implica na necessidade de aumento substancial de
geração termelétrica (com altos custos) e na probabilidade maior de
racionamento.
10.2 O Mecanismo de Realocação de Energia - MRE
Com o intuito de permitir a reformulação do mercado de energia
elétrica brasileiro sem o risco de descontinuidades operacionais ou
comerciais, foi concebido o Mecanismo de Realocação de Energia MRE. O MRE atribui a cada usina uma energia assegurada, repartindose normalmente a produção acima desses montantes entre as usinas
que estiveram produzindo menos que sua energia assegurada.
Quando há sobras generalizadas (ou seja, quando o sistema todo
produz mais que sua energia assegurada total), os geradores
recebem uma quota da sobra (energia secundária) do sistema.
147
Com o advento da MP nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783, de
11 de janeiro de 2013), os riscos e os resultados do MRE das usinas
cujas concessões tiveram seus prazos prorrogados, passaram a
ser das distribuidoras que recebem as correspondentes cotas de
energia.
Determinação
da energia
assegurada de
cada gerador
Gerador 1
Gerador 2
Gerador 3
Geração acima
da assegurada
Despacho
otimizado pelo
ONS: alguns
geradores
(1 e 2 ) geram
abaixo da energia
assegurada,
outros (3)
geram acima.
Gerador 1
Gerador 2
Geração abaixo da assegurada
148
Gerador 3
Energia gerada
acima da
assegurada
é usada para
compensar
quem gerou
abaixo. Depois
de compensada
a energia
assegurada,
poderá sobrar a
energia secundária.
Gerador 1
Gerador 2
Gerador 3
A energia
secundária é
dívida entre os
geradores, na
proporção direta
de seus montantes
de energia
assegurada.
Gerador 1
Gerador 2
Gerador 3
149
10.3 A expansão de capacidade
A geração de energia predominantemente hidrelétrica no Brasil
decorreu de vários fatores estratégicos. Dentre eles, os principais
foram a existência de um grande potencial hídrico no país e a
não disponibilidade, naquela época, de combustíveis fósseis em
quantidade e qualidade suficientes para fazer frente às necessidades
de energia elétrica do mercado brasileiro. Nos últimos 40 anos, vários
dos principais recursos hídricos foram todos aproveitados e hoje não
existem mais recursos hídricos de médio e grande portes, próximos
aos principais centros de consumo, em quantidade compatível com
o crescimento da demanda.
Como consequência natural, as alternativas para aumento da
produção são: a instalação de usinas termelétricas movidas a
combustível fóssil (principalmente o gás natural), a construção de
usinas hidrelétricas em distâncias cada vez maiores dos centros de
consumo (com elevados custos ambientais e custos de transmissão),
a co-geração (ambas já em desenvolvimento), a utilização de
pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e outras fontes alternativas e
a construção de usinas nucleares.
Qualquer que seja a principal opção adotada para aumentar
a produção de energia elétrica e garantir o atendimento às
necessidades da economia do país é necessário ter consciência
que o custo marginal da energia elétrica tende a ser crescente, ou
seja, que a produção de uma nova unidade de energia custa mais do
que custou produzir a última unidade de energia consumida. É nesse
momento que os agentes de mercado deverão encontrar maneiras
para gerenciar a energia das diversas formas de produção e utilizar
os novos mecanismos contratuais/financeiros, para garantir, com
isso, preços competitivos.
150
10.4 O risco de faltar energia elétrica
O Brasil é uma das maiores economias do planeta, apresentando um
mercado de energia de grande porte e que apresenta a tendência de
elevadas taxas de crescimento. Em que pese as recentes crises na
economia mundial, o histórico mostra que o aumento de consumo de
apenas um ano significa uma produção adicional de energia elétrica
do tamanho de todo o mercado de um país como o Chile. Com isso,
investimentos de vários bilhões de dólares são necessários a cada
ano, para aumentar a capacidade de produção e transmissão de
energia elétrica.
O complexo sistema brasileiro de geração e transmissão de energia
elétrica é operado de modo a otimizar o binômio custos e segurança
(minimizar os custos e maximizar a segurança).
Com a geração predominantemente hidrelétrica, o risco de faltar
energia elétrica está diretamente vinculado às precipitações
pluviométricas e à disponibilidade de outras fontes de geração,
especialmente termelétricas.
Em princípio, nenhuma categoria de agentes deve ser privilegiada, no
caso da ocorrência de racionamentos ou desligamentos do sistema
(exceto os casos especiais de questões associadas à saúde e à
segurança pública que merecem atenção especial). Pode-se dizer,
genericamente, que cada consumidor de energia elétrica corre
o mesmo risco de ficar sem energia em relação a qualquer outro
consumidor, independentemente de seu porte ou localização.
151
Conforme o art. 22 da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004:
n Art. 22. Ocorrendo a decretação de racionamento de energia elétrica pelo Poder Concedente em uma região, todos
os contratos por quantidade de energia do ambiente de
contratação regulada, registrados na CCEE, cujos compradores estejam localizados nessa região, deverão ter seus
volumes ajustados na mesma proporção da redução de
consumo verificado.
Parágrafo único. As regras de contabilização da CCEE
poderão prever tratamento específico para situações
de restrição compulsória de consumo, visando a limitar seus impactos sobre as regiões não submetidas ao
racionamento.
152
153
Eficiência Enegética
11
A atividade de busca de eficiência energética consiste em melhorar
a relação entre a quantidade de energia utilizada numa atividade e
aquela disponibilizada para a mesma. Deve ser perseguida desde as
transformações de energia de fontes primárias até a sua utilização
final.
A eficiência energética proporciona redução de custos para o usuário,
além colaborar na preservação do meio ambiente e de reduzir os
riscos de contingenciamentos energéticos.
O Brasil definiu através da Lei nº 10.295, de 17 de outubro de 2001,
a Política Nacional de Conservação e Uso Racional de Energia. A
referida Lei foi regulamentada pelo Decreto nº 4.059, de 19 de
dezembro de 2001.
No setor de energia elétrica, em paralelo à inúmeras iniciativas,
devem ser destacados:
n Criação do PROCEL - Programa Nacional de Conservação
de Energia Elétrica, regulamentado por Decreto de 18 de
julho de 1991.
n Criação do Selo Verde de Eficiência Energética (Selo
PROCEL) por Decreto de 8 de dezembro de 1993.
n A Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, que obrigou as
empresas de geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica a aplicar, anualmente, um percentual de sua
receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento
do setor elétrico. As distribuidoras devem aplicar (até
15/12/2015) 0,50% da receita operacional líquida tanto
para pesquisa e desenvolvimento como para programas
de eficiência energética na oferta e no uso final da energia.
Os grandes consumidores de energia elétrica ligados às redes de
distribuidoras são também estimulados a investir em eficiência
energética.
156
Nos termos da Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010, art. 61,
os CCDs (Contratos de Conexão às Instalações de Distribuição) e
os CUSDs (Contrato de Uso do Sistema de Distribuição) devem ter
cláusula relacionada à necessidade de apresentação de projeto de
eficiência energética.
Também do contrato de fornecimento celebrado com consumidor
responsável por unidade consumidora do grupo A (art. 63) deve
constar cláusula relativa a necessidade de apresentação de projeto
de eficiência energética.
A citada Res. 414/2010 determina ainda (arts. 65 a 67) que a
distribuidora está obrigada a ajustar o contrato vigente em decorrência
da implementação de medidas de eficiência energética que resultem
em redução da demanda de potência, ressalvado o disposto acerca
do ressarcimento dos investimentos não amortizados durante a
vigência do instrumento contratual.
O consumidor deve submeter previamente à distribuidora os projetos
básico e executivo das medidas de eficiência energética a serem
implementadas e a proposta para a revisão contratual. A distribuidora,
em até 45 dias, deverá informar ao consumidor as condições para a
revisão da demanda contratada.
Após a implantação do projeto, os ganhos em termos de eficiência
energética deverão ser comprovados.
Um projeto de eficiência energética envolve, normalmente, a
reanálise de procedimentos e o retrofit das instalações industriais e
comerciais, máquinas e equipamentos.
157
De acordo com o PDE 2023 (Plano Decenal de Expansão de Energia),
uma maior eficiência energética no país pode ser alcançada com
dois movimentos: o primeiro, denominado de progresso tendencial,
corresponde ao aumento da eficiência em uma trajetória do tipo
business-as-usual e inclui a reposição tecnológica pelo término da
vida útil de equipamentos e os efeitos de programas e ações de
conservação já em execução no País; o segundo, denominado
progresso induzido, refere-se à instituição de programas e ações
adicionais orientados para determinados setores, refletindo políticas
públicas, programas e mecanismos ainda não implantados no Brasil.
O referido PDE 2023 adotou a seguinte evolução de ganhos
energéticos com o aumento de eficiência:
Brasil: consumo final de energia e eficiência energética (103 tep)
Consumo
20142018 2023
Consumo potencial, sem conservação 255.777310.193 370.578
Energia conservada - Setor Industrial
7294.246 9.327
Energia conservada - Setor Transporte
3462.683 7.150
Energia conservada - Setor Serviços
74383 828
Energia conservada - Setor Residencial
91 8761.571
Energia conservada – Setor Agropecuário 40170 352
Consumo final, com conservação Energia conservada, % 254.497301.835 351.350
0,5%2,7% 5,2%
158
159
Glossário Básico
12
ABERTURA TARIFÁRIA
Informação sobre os valores de cada parcela que compõe
a “fatura” de energia elétrica, mostrando: o valor pago pela
energia elétrica consumida (tarifa de energia); o valor pago
pelo uso do sistema de distribuição e transmissão (tarifa de
uso ou tarifa “fio”) e outros elementos de custo que compõem
as tarifas.
ACESSANTE
Agente que utiliza as redes de transmissão ou de distribuição
mediante contratos (CUST/CUSD).
AFLUÊNCIA
Quantidade de água que passa em um determinado ponto
durante um certo período de tempo.
AGÊNCIAS ESTADUAIS
Órgãos estaduais conveniados com a ANEEL para a execução
das atividades complementares de regulação, controle e
fiscalização dos serviços e instalações de energia elétrica.
AGENTE DO MERCADO
Pessoa física ou jurídica ou empresas reunidas em consórcio,
que atuem na geração, distribuição, comercialização,
importação ou exportação de energia elétrica, bem como
consumidores livres que participam da CCEE.
AGENTE DE COMERCIALIZAÇÃO
Titular de autorização, concessão ou permissão para fins
de realização de operações de compra e venda de energia
elétrica.
162
AGENTE DE DISTRIBUIÇÃO
Titular de concessão ou permissão de serviços e instalações
de distribuição para fornecer energia elétrica a consumidor
final exclusivamente de forma regulada.
AGENTE DE EXPORTAÇÃO
Titular de autorização para fins de exportação de energia
elétrica.
AGENTE DE GERAÇÃO
Titular de concessão ou autorização para fins de geração
de energia elétrica, podendo fazê-lo como serviço público,
autoprodução ou produção independente.
AGENTE DE IMPORTAÇÃO
Titular de autorização para fins de importação de energia
elétrica.
AGENTE DE TRANSMISSÃO
Titular de concessão para a prestação de serviços de
transmissão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional.
Uma concessionária de transmissão é proprietária dos ativos
correspondentes e disponibiliza a utilização dos mesmos
para o ONS, Operador Nacional do Sistema Elétrico. Os
interessados contratam, com interveniência do ONS, o uso
dos sistemas de transmissão.
AGENTE VENDEDOR
Titular de concessão, permissão ou autorização do poder
concedente para gerar, importar ou comercializar energia
elétrica.
163
ALTA TENSÃO
Tensão cujo valor entre fases é igual ou superior a uma
tensão dada, variável de país para país. O “Instituto de
Eletrotécnica e Energia”, da Universidade de São Paulo e o
“Comitê Internacional de Eletrotécnica” definem alta tensão
como sendo maior que 1.000 volts. Já o “National Electrical
Code” (NEC) define no artigo 490.2 que alta tensão é qualquer
tensão acima de 600 volts. No Brasil, de acordo com a norma
NBR 14039, é toda tensão mais elevada que 36.200 volts.
No setor de energia elétrica costuma-se caracterizar como
“consumidor em alta tensão” aqueles classificados como
“Grupo A”, ou seja, aqueles com fornecimento em tensão
igual ou superior a 2.300 volts.
AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE (ACL)
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.
AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA (ACR)
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.
ANEEL - AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
Autarquia criada pela Lei nº 9.427/96, com as finalidades
básicas de regular e fiscalizar as atividades setoriais de
energia elétrica, estando vinculada ao MME, sucedendo o
antigo DNAEE.
164
ANO HIDROLÓGICO
Período de um ano (doze meses) do histórico de vazões.
ANO MÉDIO
Ano (fictício) cujas características hidráulicas correspondem
à média de uma série coerente do maior número de anos
possível. A série em que se baseia o ano médio ou normal
deve ser especificada em cada caso.
ANO SECO
É um ano baseado em critérios estatísticos, em que o curso
de água tem afluências inferiores à média.
ANO ÚMIDO
É um ano baseado em critérios estatísticos, em que o curso
de água tem afluências superiores à média.
ASSEMBLÉIA GERAL DA CCEE
Órgão deliberativo superior da CCEE.
AUDITOR DO SISTEMA DE CONTABILIZAÇÃO E LIQUIDAÇÃO
Empresa independente responsável pela auditoria do Sistema
de Contabilização e Liquidação da CCEE.
AUTOPRODUTOR
Titular de concessão ou autorização para produzir energia
elétrica destinada ao seu uso exclusivo, podendo vender
excedentes mediante autorização da ANEEL.
BACIA HIDROGRÁFICA
Superfície do terreno, medida em projeção horizontal, da qual
provém efetivamente a água de um curso de água até ao
ponto considerado.
165
BAIXA TENSÃO
Tensão cujo valor entre fases é menor a uma tensão dada,
variável de país para país. O “Instituto de Eletrotécnica
e Energia”, da Universidade de São Paulo, o “Comitê
Internacional de Eletrotécnica” e a norma NBR 5410 definem
baixa tensão como sendo menor que 1.000 volts. No setor de
energia elétrica costuma-se caracterizar como “consumidor
em baixa tensão” aqueles classificados como “Grupo B”, ou
seja, aqueles com fornecimento em tensão menor que 2.300
volts.
CÂMARA DE ARBITRAGEM DA CCEE
Entidade destinada a estruturar, organizar e administrar
processo alternativo de solução de conflitos por meio de
arbitragem, mediante seleção, credenciamento, treinamento
e indicação de árbitros, bem como regulamentar e criar a
infra-estrutura necessária para decidir sobre os respectivos
processos, nos termos desta Convenção e do Estatuto da
CCEE.
CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA (CCEE)
Pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que
atua sob autorização do Poder Concedente e regulação
e fiscalização da ANEEL com a finalidade de viabilizar as
operações de compra e venda de energia elétrica no mercado
de curto prazo, efetivar a contabilização de operações e a
liquidação das mesmas.
CAPACIDADE INSTALADA
Potência máxima em regime contínuo para a qual a instalação
foi projetada. Normalmente vem indicada nas especificações
fornecidas pelo fabricante e na chapa afixada nas máquinas.
166
CARGA DE BASE
Limite mínimo de energia consumida em qualquer horário/dia
de atendimento.
CARGA DE PONTA
Quantidade de energia consumida no horário de pico do
atendimento: período de 3 horas consecutivas, definidas no
intervalo compreendido entre 17h00 e 22h00 (normalmente,
esse período se define entre 17h30 às 20h30).
CARGA INSTALADA
Soma das potências nominais dos equipamentos elétricos
instalados na unidade consumidora, em condições de entrar
em funcionamento, expressa em quilowatts (kW).
CARGA LEVE
É aquela que ocorre no período onde são registrados os
menores consumos de energia elétrica: de segunda a sábado
das 24h às 7h, e aos domingos e feriados das 0h às 17h e
das 22h às 24h.
CARGA MÉDIA
É aquela que ocorre no período entre aqueles definidos como
de carga leve e de carga pesada: de segunda a sábado, das
7h às 18h e das 21h às 24h e aos domingos e feriados das
17h às 22h.
CARGA PESADA
É aquela que ocorre no período onde são registrados os
maiores consumos de energia elétrica: de segunda a sábado,
das 18h às 21h.
167
CCD (CONTRATO DE CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO)
Contrato que estabelece as condições técnicas e comerciais
relativas à conexão de usuários com os Sistemas de
Distribuição. Devem ser firmados pela distribuidora com
geradores ligados à rede de distribuição, com consumidores
livres ligados à rede de distribuição, com consumidores cativos
do “Grupo A” e com outras concessionárias de distribuição
interligadas à rede de distribuição.
CCT (CONTRATOS DE CONEXÃO AO SISTEMA ‘
DE TRANSMISSÃO)
Contratos firmados entre as transmissoras e os usuários
da rede de transmissão, com interveniência do ONS, com
o objetivo de estabelecer as condições, procedimentos,
responsabilidades técnico-operacionais e comerciais que irão
regular a conexão do usuário com a Rede Básica, através dos
pontos de conexão de propriedade do usuário e da própria
transmissora.
CENTRO DE GRAVIDADE
“Ponto virtual” de cada submercado em que as perdas de
compradores e vendedores se igualam e que é considerado o
“ponto de entrega” de energia no mercado de compra e venda
de energia.
CLASSES DE CONSUMO
Designação de grupos de consumidores para enquadramento
do fornecimento de energia elétrica realizado para unidades
de consumo, classificadas como: Residencial, Industrial,
Comercial, Serviços e Outras Atividades, Rural, Poder Público
(fundações de direito público, autarquias, órgãos da União,
Estados ou Municípios), Iluminação Pública, Serviço Público
(tração elétrica, água, esgoto e saneamento), Consumo
Próprio (prédios das concessionárias de serviço público de
eletricidade, canteiros de obras, usinas).
168
CMSE (COMITÊ DE MONITORAMENTO DO SETOR ELÉTRICO)
Comitê com funções de acompanhar e avaliar permanentemente
a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético
em todo o território nacional.
CNPE (CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA)
Vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministro
de Estado de Minas e Energia, é um órgão de assessoramento
do Presidente da República, tendo como finalidade propor
ao Presidente da República, políticas nacionais e medidas
específicas.
COMPENSAÇÃO FINANCEIRA PELO USO
DE RECURSOS HÍDRICOS
A Constituição Federal de 1988, em seu art. 20, §1º, assegurou
aos Estados, ao Distrito Federal e aos municípios, bem como
a órgãos da administração direta da União, participação no
resultado da exploração de recursos hídricos para fins de
geração de energia elétrica ou compensação financeira por
essa exploração. O valor da compensação financeira, paga
por geradores hidrelétricos, corresponde a um percentual da
energia produzida, valorada com base na tarifa de referência
– TAR, fixada pela ANEEL.
COMPOSIÇÃO DO POTENCIAL HIDRELÉTRICO BRASILEIRO
O valor do potencial hidrelétrico brasileiro é composto pela
soma da parcela estimada (remanescente + individualizada)
com a inventariada. A parcela inventariada inclui usinas em
diferentes níveis de estudos - inventário, viabilidade e projeto
básico - além de aproveitamentos em construção e operação.
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DA CCEE
Colegiado composto por membros eleitos pela AssembléiaGeral.
169
CONSUMIDOR
Pessoa física ou jurídica, ou comunhão de fato ou de direito,
legalmente representada, que solicitar à concessionária o
fornecimento de energia elétrica e assumir a responsabilidade
pelo pagamento das faturas e pelas demais obrigações fixadas
em normas e regulamentos da ANEEL, assim se vinculando
aos contratos de fornecimento, de uso e de conexão ou de
adesão, conforme cada caso.
CONSUMIDOR CATIVO
Consumidor que, por não ter outra opção, adquire energia
de concessionária ou permissionária a cuja rede esteja
conectado e segundo tarifas regulamentadas.
CONSUMIDOR LIVRE OU CLIENTE LIVRE
Aquele que, atendido em qualquer tensão, tenha exercido a
opção de compra de energia elétrica de vendedor distinto da
concessionária local de distribuição.
CONSUMIDOR POTENCIALMENTE LIVRE
Aquele que, mesmo preenchendo as condições para exercer
a opção de compra de energia junto a qualquer vendedor,
continua atendido de forma regulada.
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA
Quantidade de potência elétrica (kW) consumida num intervalo
de tempo. Sua unidade básica é o kWh. Um MWh é igual a
1.000 kWh.
CONTA DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS (CCC)
Fundo usado para cobrir os custos do uso de combustíveis
fósseis para geração termelétrica nos sistemas isolados,
também utilizado para incentivar a instalação de outras
fontes de geração que propiciem a redução do consumo de
combustíveis fósseis.
170
CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO
Conta que tem como objetivo promover o desenvolvimento
energético dos Estados e a competitividade da energia
produzida a partir de fontes eólica, termossolar, fotovoltaica,
pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e
carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos sistemas
interligados, além de promover a universalização do serviço
de energia elétrica em todo o território nacional, garantir
recursos para atendimento à subvenção econômica destinada
à modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica
aos consumidores finais integrantes da Subclasse Residencial
Baixa Renda, prover recursos para os dispêndios da Conta
de Consumo de Combustíveis – CCC, prover recursos e
permitir a amortização de operações financeiras vinculados à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para
atender à finalidade de modicidade tarifária, prover recursos
para compensar descontos aplicados nas tarifas de uso dos
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia
elétrica, conforme regulamentação do Poder Executivo e
prover recursos para compensar o efeito da não adesão à
prorrogação de concessões de geração de energia elétrica,
conforme regulamentação do Poder Executivo.
CONTA DE ENERGIA ELÉTRICA DA DISTRIBUIDORA
Documento apresentado mensalmente, a cada período de
faturamento, à unidade consumidora, contendo além do
VALOR LÍQUIDO DA FATURA DA DISTRIBUIDORA os impostos
incidentes sobre o referido valor.
CONTABILIZAÇÃO DA CCEE
Processo de apropriação e registro da comercialização de
energia elétrica entre os agentes que participam da CCEE
e de outros custos e receitas, determinando, em intervalos
temporais definidos, a situação de cada agente na condição
de credor ou devedor no referido mercado.
171
CONTRATO BILATERAL
Documento comercial resultante de acordo entre agentes
do Mercado, tendo por objeto estabelecer preços e volumes
para as transações de compra e venda de energia elétrica em
intervalos temporais determinados.
CONTRATO DE ADESÃO
Instrumento contratual com cláusulas vinculadas às normas e
regulamentos aprovados pela ANEEL, não podendo o conteúdo
delas ser modificado pela concessionária de distribuição ou
consumidor, a ser aceito ou rejeitado de forma integral.
CONTRATO DE FORNECIMENTO
Instrumento contratual em que a concessionária de distribuição
e o consumidor responsável por unidade consumidora do
Grupo “A” ajustam as características técnicas e as condições
comerciais do fornecimento de energia elétrica.
CONTRATOS DE USO E DE CONEXÃO
Instrumentos contratuais em que são ajustados com as
concessionárias as características técnicas e as condições de
utilização do sistema elétrico local, conforme regulamentação
específica. Vide CUST e CUSD.
172
CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Documento instituído pela ANEEL, estabelecendo as
condições de comercialização de energia elétrica e as
bases de organização, funcionamento e atribuições da
CCEE, abordando vários aspectos: governança da CCEE;
participação obrigatória e facultativa na CCEE; adesão e
desligamento dos Agentes da CCEE; obrigações e direitos
dos Agentes da CCEE; medição; garantias financeiras; forma
de solução de conflitos; diretrizes para a elaboração das
Regras e dos Procedimentos de Comercialização; condições
relativas à comercialização no ACR e no ACL; Processo de
Contabilização e Liquidação Financeira; diretrizes para garantir
a publicidade e a transparência dos dados e informações;
gestão econômica-financeira e penalidades e sanções a
serem impostas aos Agentes da CCEE e à própria CCEE.
CORRENTE ELÉTRICA
Fluxo ordenado de elétrons em uma determinada secção.
A corrente contínua tem um fluxo constante, enquanto a
corrente alternada tem um fluxo senoidal. Esta definição de
corrente alternada implica que o fluxo de elétrons muda de
direção continuamente. O fluxo de cargas elétricas ocorre em
material “condutor”, mas não existe (ou é muito pequeno) nos
“isolantes”.
CUSD (CONTRATO DE USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO)
Contrato que estabelece as condições gerais do serviço a ser
prestado pelas distribuidoras aos usuários dos Sistemas de
Distribuição, bem como as condições técnicas e comerciais
a serem observadas.
173
CUST (CONTRATO DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO)
Contrato firmado pelo ONS em seu próprio nome, por todas
as empresas transmissoras (representadas pelo ONS) e pelo
usuário dos serviços de transmissão, com os objetivos de
estabelecer os termos e as condições para o uso da “rede
básica” pelo usuário e a prestação pelo ONS dos serviços
de coordenação e controle da operação dos sistemas e dos
serviços de cobrança e da liquidação dos encargos de uso da
transmissão.
CURVA DE AVERSÃO AO RISCO
Pré definição de percentuais de energia acumulada nos
reservatórios de hidrelétricas, abaixo dos quais aumenta o
risco de impossibilidade de suprir as cargas do sistema.
DEC - DURAÇÃO EQUIVALENTE DE INTERRUPÇÃO
POR UNIDADE
Intervalo de tempo que, em média, no período de observação,
em cada unidade consumidora do conjunto considerado,
ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.
DEMANDA
Média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas
ao sistema elétrico pela parcela da carga instalada em
operação na unidade consumidora, durante um intervalo de
tempo especificado.
DEMANDA CONTRATADA
Demanda de potência ativa a ser obrigatória e continuamente
disponibilizada pela concessionária, no ponto de entrega,
conforme valor e período de vigência fixados no contrato de
fornecimento e que deverá ser integralmente paga, seja ou
não utilizada durante o período de faturamento. Expressa em
quilowatts (kW).
174
DEMANDA CONTRATADA DE PONTA
Valor da demanda contratada para o horário de ponta.
DEMANDA CONTRATADA FORA DE PONTA
Valor da demanda contratada para o horário fora de ponta.
DEMANDA DE ULTRAPASSAGEM
Parcela da demanda medida que excede o valor da demanda
contratada, expressa em quilowatts (kW).
DEMANDA FATURÁVEL
Valor da demanda de potência ativa, identificado de acordo
com os critérios estabelecidos e considerado para fins de
faturamento, com aplicação da respectiva tarifa, expressa em
quilowatts (kW).
DEMANDA INSTANTÂNEA
Demanda requerida num determinado instante.
DEMANDA MÁXIMA DE PONTA
Maior valor de demanda verificado durante o horário de ponta.
DEMANDA MÁXIMA FORA DE PONTA
Maior valor de demanda verificado durante o horário fora de
ponta.
DEMANDA MÉDIA
Relação entre a quantidade de energia elétrica utilizada
durante um período de tempo definido e esse mesmo período.
DEMANDA MEDIDA
Maior demanda de potência ativa, verificada por medição,
integralizada no intervalo de 15 (quinze) minutos durante o
período de faturamento. Expressa em quilowatts (kW).
175
DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO (DIT)
Instalações que fazem parte de concessões de empresas de
transmissão e não são classificadas como rede básica.
DIC (DURAÇÃO DE INTERRUPÇÃO INDIVIDUAL POR UNIDADE)
Intervalo de tempo que, no período de observação, em
cada unidade consumidora, ocorreu descontinuidade da
distribuição de energia elétrica.
DMIC (DURAÇÃO MÁXIMA DE INTERRUPÇÃO CONTÍNUA POR
UNIDADE CONSUMIDORA)
Tempo máximo de interrupção contínua, da distribuição de
energia elétrica, para uma unidade consumidora qualquer.
ELETRICIDADE
A eletricidade é um fenômeno físico originado por cargas
elétricas estáticas ou em movimento e por sua interação.
ELETROBRÁS - CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A.
Empresa de capital aberto, sob controle do Governo Brasileiro,
com funções de Holding das concessionárias de energia
elétrica sob controle federal; Acionista (50% das ações) da
Itaipu Binacional e acionista minoritária de empresas estatais
de energia elétrica sob controle de Estados; Administradora
de diversos “fundos” (RGR, CCC e CDE); Administradora
das operações de compra e venda de energia do PROINFA;
Financiadora de empreendimentos públicos e privados de
energia elétrica e Comercializadora, no Brasil, da energia
elétrica produzida na usina binacional Itaipu.
176
ENCARGO COM PESQUISA E DESENVOLVIMENTO
E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA
Percentual da receita obrigatoriamente investido por
geradores, transmissores e distribuidores em projetos de
pesquisa e desenvolvimento, contribuição para o Fundo
Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT
e contribuição para o MME (custeio de estudos e pesquisas
de planejamento da expansão do sistema energético e
de inventário e estudos de viabilidade necessários ao
aproveitamento dos potenciais hidrelétricos).
ENERGIA
Em física, energia é a capacidade de realizar trabalho e pode
ser expresso de muitas formas diferentes (potencial, cinética,
química etc.) No Sistema Internacional de Unidades a unidade
de energia é o Joule (J), equivalente ao trabalho resultante ao
exercer a força de um Newton (N) pela distância de um metro.
ENERGIA ARMAZENADA
Energia elétrica passível de ser produzida a partir de um
volume de água armazenada em um reservatório.
ENERGIA ELÉTRICA
É uma forma de energia obtida a partir da transformação de
outras formas de energia (potencial, cinética, química, eólica,
nuclear etc) disponibilizando uma diferença de potencial
elétrico entre dois pontos, o que permite estabelecer uma
corrente elétrica entre ambos. Mediante a transformação da
energia elétrica é possível obter energias finais de uso direto,
em forma de luz, movimento ou calor.
ENERGIA ELÉTRICA ATIVA
Energia elétrica que efetivamente pode ser convertida em
outra forma de energia, expressa em quilowatts-hora (kWh).
177
ENERGIA ELÉTRICA REATIVA
Energia elétrica que circula continuamente entre os diversos
campos elétricos e magnéticos de um sistema de corrente
alternada, sem produzir trabalho, expressa em quilovoltampère-reativo-hora (kvarh). Também denominada “energia
magnetizante”.
ENERGIA HIDRÁULICA
Energia potencial e cinética das águas.
EPE (EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA)
Empresa vinculada ao Ministério de Minas e Energia e que
tem como finalidade prestar serviços na área de estudos e
pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor
energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e
seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis
e eficiência energética, dentre outras.
ESTRUTURA TARIFÁRIA
Conjunto de tarifas aplicáveis aos componentes de consumo
de energia elétrica e/ou demanda de potência de acordo com
a modalidade de fornecimento.
ESTRUTURA TARIFÁRIA CONVENCIONAL
Estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas de
consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência
independentemente das horas de utilização do dia e dos
períodos do ano.
ESTRUTURA TARIFÁRIA HORÁRIA
Estrutura caracterizada pela aplicação de tarifas diferenciadas
de consumo de energia elétrica e de demanda de potência, de
acordo com as horas de utilização do dia. Vide Tarifa Verde e
Tarifa Azul.
178
FAIXA CAPACITIVA
Período diário de seis horas consecutivas, a ser definido
mediante critério da Concessionária, entre 23h30 e 6h30.
FAIXA INDUTIVA
Período diário complementar ao definido para a faixa
capacitiva.
FATOR DE CAPACIDADE
Relação entre a carga própria de energia e a capacidade
instalada de uma instalação ou conjunto de instalações.
FATOR DE CARGA
Quociente entre a demanda média e a demanda máxima
da unidade consumidora, ocorridas no mesmo intervalo de
tempo especificado.
FATOR DE DEMANDA
Quociente entre a demanda máxima num intervalo de tempo
especificado e a carga instalada na unidade consumidora.
FATOR DE POTÊNCIA
Quociente entre a energia elétrica ativa e a raiz quadrada da
soma dos quadrados das energias elétricas ativa e reativa,
consumidas num mesmo período especificado.
FATOR DE POTÊNCIA MÍNIMO DIÁRIO
Menor valor do fator de potência verificado no período de 0h
e 24h, diariamente.
FATURA DE ENERGIA ELÉTRICA NO MERCADO CATIVO
Documento que apresenta a quantia total que deve ser
paga pela prestação do serviço público de energia elétrica,
referente a um período especificado, discriminando as
parcelas correspondentes.
179
FEC (FREQÜÊNCIA EQUIVALENTE DE INTERRUPÇÃO
POR UNIDADE)
Número de interrupções ocorridas, em média, no período
de observação, em cada unidade consumidora do conjunto
considerado.
FIC (FREQÜÊNCIA DE INTERRUPÇÃO INDIVIDUAL
POR UNIDADE)
Número de interrupções ocorridas, no período de observação,
em cada unidade consumidora.
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Usinas geradoras de energia elétrica com instalações
conectadas diretamente nas redes de distribuição.
GRUPO “A”
Grupamento composto de unidades consumidoras com
fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV, ou, ainda,
atendidas em tensão inferior a 2,3 kV a partir de sistema
subterrâneo de distribuição e faturadas com a estruturação
tarifária binômia.
GRUPO “B”
Grupamento composto de unidades consumidoras com
fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV, ou, ainda, atendidas
em tensão superior a 2,3 kV e excepcionalmente faturadas
neste Grupo com a estruturação tarifária monômia.
HORÁRIO DE PONTA
Período definido pela concessionária e composto por 3 (três)
horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados,
domingos e feriados, considerando as características do seu
sistema elétrico.
180
HORÁRIO INTERMEDIÁRIO
Período de duas horas, sendo uma hora imediatamente
anterior e outra imediatamente posterior ao posto ponta,
aplicado para o Grupo B.
HORÁRIO FORA DE PONTA
Período composto pelo conjunto das horas diárias
complementares àquelas definidas no horário de ponta.
ICMS
Tributo de competência dos Governos Estaduais e do
Distrito Federal, previsto no parágrafo 3º do artigo 155 da
Constituição Federal. O ICMS é cobrado de forma diferenciada
na conta de energia elétrica no território brasileiro. Cada
Estado da Federação definiu valores de alíquotas que são
aplicados às diferentes classes de consumidores. A energia
elétrica está sujeita a incidência do ICMS por ser considerada
uma mercadoria.
ILUMINAÇÃO PÚBLICA
Serviço que tem por objetivo prover iluminação aos logradouros
públicos no período noturno ou nos escurecimentos diurnos
ocasionais e também aos locais que necessitam de iluminação
permanente.
INDICADOR DE CONTINUIDADE
Representação quantificável do desempenho de um sistema
elétrico, utilizada para a mensuração da continuidade apurada
e análise comparativa com os padrões estabelecidos.
ÍNDICE DE MODULAÇÃO DE CONSUMO
O índice de modulação de consumo é o quociente entre o
consumo nos horários de ponta e consumo total.
181
INSTALAÇÃO ELÉTRICA
Conjunto de obras de engenharia civil, edifícios, máquinas,
aparelhos, linhas e acessórios que servem para a produção,
conversão, transformação, transporte, distribuição e
utilização de energia elétrica.
INSTALAÇÕES DE UTILIZAÇÃO DO ACESSANTE
Instalações elétricas de propriedade e responsabilidade do
acessante para a utilização da energia elétrica.
LINHA
Conjunto de condutores, isoladores e acessórios, usado para
o transporte ou distribuição de eletricidade.
LINHA DE DISTRIBUIÇÃO
Conjunto de condutores e equipamentos elétricos utilizados
para a distribuição da energia elétrica aos consumidores
finais, operando com baixas tensões.
LINHA DE TRANSMISSÃO
Conjunto de equipamentos elétricos (torres, isoladores, cabos
condutores, cabos pára-raios etc) utilizados para o transporte
de energia elétrica entre os centros geradores e os centro
consumidores e para a interligação e otimização dos sistemas.
A tensão de transmissão deve obedecer à padronização para
os equipamentos de alta tensão do Sistema Interligado.
LIQUIDAÇÃO
Processo de compensação financeira dos débitos e créditos
contabilizados no âmbito da CCEE e de pagamentos efetivados
pelos agentes.
182
LIVRE ACESSO
Direito assegurado a todos os agentes setoriais de se
conectarem e utilizarem os sistemas de distribuição e
transmissão de concessionários e permissionários de serviço
público, mediante ressarcimento do custo de transporte
envolvido.
MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA – MRE
Instrumento de mitigação de risco hidrológico que objetiva
compartilhar, entre todos os geradores hidrelétricos, o risco
de otimização hidrológica, promovendo também uma simetria
entre os encargos assumidos pelos geradores, uma vez que
a ordem de operação é definida pelo despacho centralizado.
MEDIDAS DE CORRENTE
A unidade de intensidade de corrente elétrica, no Sistema
Internacional, é o “ampère” (A) e o instrumento para medir
intensidades de corrente elétrica denomina-se “amperímetro”.
MEDIDAS DE FREQÜÊNCIA
Hertz = Hz
MEDIDAS DE POTÊNCIA
Watt = W
Kilowatt = kW (1.000 X 1 W)
Megawatt = MW (1.000.000 X 1 W)
Gigawatt = GW (1.000.000.000 X 1 W)
183
MEDIDAS DE POTÊNCIA POR UNIDADE DE TEMPO - ENERGIA
kWh: consumo ou produção de 1 kW durante 1 hora
MWh: consumo ou produção de 1 MW durante 1 hora
GWh: consumo ou produção de 1 GW durante 1 hora
kWmês: consumo ou produção de 1 kW durante 1 mês
MWmês: consumo ou produção de 1 MW durante 1 mês
GWmês: consumo ou produção de 1 GW durante 1 mês
kWano: consumo ou produção de 1 kW durante 1 ano
MWano: consumo ou produção de 1 MW durante 1 ano
GWano: consumo ou produção de 1 GW durante 1 ano
MEDIDAS DE TENSÃO
Volt: V
Kilovolt: kV (1.000 X 1V)
MEGAWATT (MW)
Vide MEDIDAS DE POTÊNCIA.
MERCADO DE CURTO PRAZO
Segmento do mercado administrado pela CCEE, onde são
apuradas as diferenças entre as quantidades de energia
contratadas e as quantidades de energia utilizadas ou
disponibilizadas (mercado de diferenças). Para os vendedores
é considerada a diferença entre as quantidades de energia
disponibilizadas no sistema e a energia vendida através de
contratos. Para os compradores é considerada a diferença
entre as quantidades de energia utilizadas (retiradas do
sistema) e a energia comprada através de contratos.
MERCADO LIVRE
Vide AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE (ACL)
MERCADO REGULADO
Vide Ambiente de Contratação Regulada (ACR)
184
METAS DE CONTINUIDADE
Padrões estabelecidos pela ANEEL, para os indicadores
de continuidade, a serem respeitados mensalmente,
trimestralmente e anualmente, para períodos preestabelecidos.
MME (MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA)
Ministério cuja competência abrange as áreas de geologia,
recursos minerais e energéticos; aproveitamento da energia
hidráulica; mineração e metalurgia e petróleo, combustível e
energia elétrica, inclusive nuclear.
MODALIDADES TARIFÁRIAS
Vide ESTRUTURA TARIFÁRIA.
ONS (OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO)
Pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que
opera mediante autorização da ANEEL. Responsável pala
coordenação e controle da operação de geração e da
transmissão de energia elétrica do SIN, deve também garantir
o livre acesso aos sistemas de transmissão e administrar os
respectivos contratos.
PADRÃO DE CONTINUIDADE
Valor limite de um indicador de continuidade, aprovado
pela ANEEL e utilizado para a análise comparativa com os
indicadores de continuidade apurados.
PEDIDO DE FORNECIMENTO
Ato voluntário do interessado que solicita ser atendido pela
concessionária de distribuição, visando a prestação de serviço
público de fornecimento de energia elétrica, vinculando-se às
condições regulamentares dos contratos respectivos.
185
PENALIDADES
Sistema ou conjunto de regras e de sanções estipulado
no âmbito da ANEEL e da CCEE. As regras de penalidades
aplicáveis pela CCEE são homologadas pela ANEEL e
são aplicáveis aos agentes em caso de inobservância ou
descumprimento da CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA, das REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO e
dos PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO.
PERDAS ELÉTRICAS (TÉCNICAS E NÃO TÉCNICAS)
As perdas nos sistemas elétricos correspondem à diferença
entre a energia que é produzida e a energia que é faturada aos
consumidores. Podem ser “perdas técnicas” ou “perdas não
técnicas”. As “perdas técnicas” correspondem à quantidade
de energia elétrica dissipada entre os pontos de geração
e de consumo em decorrência de fenômenos físicos. As
“perdas não técnicas” são apuradas pela diferença entre as
perdas totais e as perdas técnicas e decorrem de furtos de
energia, erros de medição, erros no processo de faturamento,
unidades consumidoras sem equipamento de medição etc.
PERÍODO HIDROLÓGICO CRÍTICO OU PERÍODO CRÍTICO
Período de alguns anos secos consecutivos, em que o
armazenamento de água do sistema vai de seu nível de
armazenamento máximo ao seu armazenamento mínimo,
sem reenchimentos parciais ou totais. É um período de alguns
anos em que saída de água do sistema é maior que a entrada,
em função da escassez de chuvas.
PERÍODO SECO
Período de 7 (sete) meses consecutivos, compreendendo os
fornecimentos abrangidos pelas leituras de maio a novembro.
186
PERÍODO ÚMIDO
Período de 5 (cinco) meses consecutivos, compreendendo os
fornecimentos abrangidos pelas leituras de dezembro de um
ano a abril do ano seguinte.
PICO DE DEMANDA (MW)
Máxima demanda instantânea requerida num intervalo de
tempo (dia, mês, ano, etc.).
PODER CONCEDENTE
O Poder Concedente, no caso da energia elétrica, é a União
Federal.
PONTO DE CONEXÃO DO USUÁRIO
Equipamentos destinados a estabelecer a conexão elétrica
entre as instalações da acessada e do acessante.
PONTO DE ENTREGA DE EMPRESA DISTRIBUIDORA
Ponto de conexão do sistema elétrico da concessionária
com as instalações elétricas da unidade consumidora,
caracterizando-se como o limite de responsabilidade do
fornecimento.
POTÊNCIA
Quantidade de energia elétrica solicitada na unidade de tempo
expressa em quilowatts (kW).
POTÊNCIA APARENTE OU TOTAL
Resultado da soma vetorial da potência ativa (W), (parcela
efetivamente transformada em potência mecânica, térmica e
luminosa) com a potência reativa (Var), (parcela transformada
em campo magnético necessário ao funcionamento de
equipamentos como motores, transformadores e reatores).
Numericamente corresponde à raiz quadrada da soma dos
quadrados das energias elétricas ativa e reativa, consumidas
num mesmo período especificado.
187
POTÊNCIA DE MÍNIMO TÉCNICO
A mais baixa potência com que uma central pode funcionar
em condições técnicas corretas.
POTÊNCIA DISPONIBILIZADA
Potência que o sistema elétrico da concessionária deve dispor
para atender às instalações elétricas da unidade consumidora,
segundo os critérios estabelecidos na Resolução ANEEL
414/2010 e configurada nos seguintes parâmetros:
a) unidade consumidora do Grupo “A”: a demanda contratada,
expressa em quilowatts (kW);
b) unidade consumidora do Grupo “B”: a potência em kVA,
resultante da multiplicação da capacidade nominal ou
regulada, de condução de corrente elétrica do equipamento
de proteção geral da unidade consumidora pela tensão
nominal, observado no caso de fornecimento trifásico, o
fator específico referente ao número de fases.
POTÊNCIA ELÉTRICA
É a quantidade de energia elétrica consumida numa unidade
de tempo. Na corrente alternada (CA) a média de potência
elétrica é uma função da tensão, da corrente e do fator de
potência. A potência ativa corresponde a P = I x V x cos w,
onde I é a intensidade de corrente alternada, V é o valor eficaz
da tensão e w é o ângulo de fase ou defasagem entre a tensão
e a corrente (cos w é o “fator de potência”).
POTÊNCIA ELÉTRICA DISPONÍVEL
Potência elétrica máxima que, em cada momento e em um
determinado período, pode ser obtida na central ou no grupo
gerador, na situação real em que se encontra nesse momento,
sem considerar as possibilidades de colocação da energia
elétrica que seria produzida.
188
POTÊNCIA ELÉTRICA MÁXIMA POSSÍVEL
Maior potência elétrica que pode ser obtida em uma central
ou em um grupo gerador, durante um tempo determinado de
funcionamento, supondo em estado de bom funcionamento
a totalidade das suas instalações e em condições ótimas de
alimentação (combustível ou água).
POTÊNCIA INSTALADA EM CONSUMIDOR
Soma das potências nominais de equipamentos elétricos de
mesma espécie, instalados na unidade consumidora e em
condições de entrar em funcionamento.
POTÊNCIA NOMINAL (CAPACIDADE INSTALADA)
Potência máxima em regime contínuo para a qual a instalação
foi projetada. Normalmente vem indicada nas especificações
fornecidas pelo fabricante e na chapa afixada nas máquinas.
POTÊNCIA ÚTIL
Potência elétrica na saída da central geradora.
PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DE DIFERENÇAS - PLD
Preço praticado nas compras no mercado de curto prazo, isto
é, aquelas compras não cobertas por contratos Bilaterais. Da
mesma forma, é o preço praticado nas vendas no mercado
de curto prazo, isto é, aquelas vendas não cobertas por
contratos Bilaterais. O PLD é apurado com base no Custo
Marginal de Operação (CMO) e para o seu cálculo a CCEE
utiliza os mesmos dados de entrada e os mesmos modelos
computacionais utilizados pelo ONS, sem considerar,
entretanto, as eventuais restrições de transmissão internas
aos submercados e as unidades geradoras térmicas em teste.
189
PREÇO MÉDIO DE ENERGIA ELÉTRICA
É a média dos preços praticados (ou a serem praticados) num
determinado período de tempo. O “preço médio” resultante de
um leilão, por exemplo, corresponde à média ponderada dos
preços com que os vendedores venceram a disputa. O preço
médio de um consumidor ao longo de um ano corresponde
a média ponderada dos preços médios mensais, ou ainda,
o custo anual da energia elétrica dividido pela energia
consumida. A estimativa de “preço médio” na aplicação de
uma tarifa horo-sazonal deve ser feita a partir do quociente
entre o que seria uma “fatura simulada” e o correspondente
consumo.
PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO
Conjunto de normas aprovadas pela ANEEL que definem
aspectos funcionais necessários para a operacionalização
das Regras de Comercialização.
PROCEDIMENTOS DE REDE
Conjunto de regras elaboradas pelo ONS e aprovadas pela
ANEEL, definindo procedimentos e requisitos técnicos para
o planejamento e otimização dos sistemas de geração e de
transmissão do SIN, para o acesso e uso da rede básica,
além de responsabilidades dos vários agentes e do próprio
ONS.
PRODUTOR INDEPENDENTE
Instituído através da Lei nº 9.074/95 o PIE é definido como a
pessoa jurídica ou o consórcio que tenha recebido concessão
ou autorização do Poder Concedente, para produzir energia
elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia
gerada, por sua conta e risco, não estando sujeito à tarifas
definidas pelo Poder Concedente.
190
PROINFA (PROGRAMA DE INCENTIVO ÀS FONTES
ALTERNATIVAS DE ENERGIA ELÉTRICA)
Programa criado através da Lei nº 10.438/02 com o objetivo
de aumentar a participação da energia elétrica produzida por
empreendimentos de Produtores Independentes Autônomos,
concebidos com base em fontes eólica, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, no Sistema Elétrico Interligado
Nacional. Aos produtores é garantida a venda da energia
para a ELETROBRÁS, com a garantia de um preço mínimo
subsidiado.
QUALIDADE DE SERVIÇO DE UMA REDE ELÉTRICA
Grau de conformidade com cláusulas regulatórias e contratuais
entre distribuidor e consumidor, para uma entrega de energia
elétrica num período de tempo determinado. Os elementos a
considerar para determinar a qualidade de serviço referem-se
ao tempo de não-fornecimento programado ou ocasional; ao
respeito de condições de alimentação admissíveis relativas à
queda de tensão máxima aceitável; ao vazio de tensão e ao
nível das harmônicas de uma rede de corrente alternada. As
cláusulas contratuais de um fornecimento de energia elétrica
e, conseqüentemente, a qualidade de serviço requerida,
podem variar conforme a natureza dos aparelhos elétricos
alimentados.
RAMAL DE LIGAÇÃO
Conjunto de condutores e acessórios instalados entre o ponto
de derivação da rede da concessionária e o ponto de entrega.
191
REALINHAMENTO TARIFÁRIO
Alteração gradual (de 2003 a 2007) da estrutura tarifária,
de modo a eliminar os subsídios cruzados entre classes de
consumidores. Do realinhamento das tarifas de fornecimento
está resultando uma elevação nas tarifas para os consumidores
em mais alta tensão e uma redução proporcional para os
consumidores em mais baixa tensão.
RECEITA ANUAL PERMITIDA
É a receita assegurada das empresas de transmissão,
independente da utilização maior ou menor de suas
instalações, as quais são colocadas à disposição do ONS e
dos usuários. É recebida através da TUST – tarifa de uso do
sistema de transmissão.
REDE BÁSICA
Conjunto de linhas de transmissão e de subestações, de
propriedade de concessionárias de transmissão, em tensão
igual ou superior a 230 kV e que integram o Sistema Interligado
Nacional – SIN.
REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Rede destinada à distribuição de energia elétrica no interior de
uma região delimitada. Conjunto de linhas, transformadores e
outros equipamentos utilizados para distribuição de energia
elétrica aos consumidores finais.
REDE ELÉTRICA
Conjunto de linhas e outros equipamentos ou instalações
elétricas, ligados entre si, permitindo o “movimento de energia
elétrica”.
REDES DE TRANSMISSÃO
Conjunto de linhas de transmissão e subestações utilizadas
para o transporte de energia.
192
REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO
Conjunto de formulações algébricas aprovadas pela ANEEL
para serem aplicadas pela CCEE e que tratam basicamente
de: Definições e interpretações; Preço de liquidação das
diferenças; Determinação da geração e consumo de
energia; Contratos; Energias asseguradas; Excedente
financeiro; Encargos de serviços do sistema; Consolidação
dos resultados; Ajuste de contabilização e recontabilização;
Liquidação; Penalidades e Governança.
REGULAÇÃO PRIMÁRIA
Modificação da potência da turbina pelo seu regulador, em
função da velocidade de rotação (freqüência).
RELIGAÇÃO
Procedimento efetuado pela concessionária com o objetivo
de restabelecer o fornecimento à unidade consumidora, por
solicitação do mesmo consumidor responsável pelo fato que
motivou a suspensão.
REPARTIDOR DE CARGAS (DESPACHO)
Órgão cuja função é comandar a entrada e a saída em
serviço dos grupos e das centrais geradoras, repartindo as
cargas entre as mesmas. Em geral, comanda igualmente a
interligação das redes diretamente interessadas.
REPRESA/RESERVATÓRIO
Grande depósito de água formado artificialmente, fechando
um vale mediante diques ou barragens e no qual se
armazenam as águas de um rio com o objetivo de as utilizar
na regularização de caudais, na irrigação, no abastecimento
de água, na produção de energia elétrica etc.
193
RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO
Fundo financeiro mantido por quotas anuais pagas pelos
prestadores de serviço público e cuja finalidade original
era a de prover recursos para indenização aos investidores
quando da ocorrência da “reversão de bens para a União”.
Atualmente os recursos da RGR são utilizados para a
concessão de vários financiamentos específicos (inclusive de
programas de eletrificação rural) e para o desenvolvimento,
pela ELETROBRÁS, de programa de fomento específico para
a utilização de equipamentos, de uso individual e coletivo,
destinados à transformação de energia solar em energia
elétrica.
RESERVATÓRIO DE REGULARIZAÇÃO PLURIANUAL
A regularização é plurianual quando o ciclo de enchimento
e esvaziamento da represa permite uma compensação das
variações de hidraulicidade em ciclos de vários anos de
duração, ou seja, pode guardar água nos anos chuvosos para
utilizar nos anos secos.
RESERVATÓRIO DE REGULARIZAÇÃO ANUAL
A regularização é anual quando o ciclo de enchimento e
esvaziamento da represa é anual e permite uma compensação
das variações de hidraulicidade dos meses do ano.
RESTABELECIMENTO DA CONTINUIDADE DA
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
Retorno do neutro e da tensão disponível em todas as fases,
com permanência mínima de tempo igual a 1 minuto, no ponto
de entrega de energia elétrica da unidade consumidora.
194
SERVIÇO ESSENCIAL
Todo serviço ou atividade caracterizado como de fundamental
importância para a sociedade, desenvolvido nas unidades
consumidoras de energia elétrica, como: serviço público
de tratamento de água e esgoto; processamento de gás
liquefeito de petróleo; estabelecimento hospitalar público ou
privado; transporte coletivo; serviço público de tratamento de
lixo; serviço público de telecomunicações; centro de controle
de tráfego aéreo e segurança pública.
SISTEMA DE BANDEIRAS TARIFÁRIAS
Sistema de sinalização de custo de geração com reflexo nos
valores cobrados dos consumidores finais. As bandeiras são:
verde (custo de geração baixo), vermelha (custo de geração
alto) e amarela (custo de geração intermediário).
SISTEMA DE CONTABILIZAÇÃO E LIQUIDAÇÃO (SCL)
Sistema que compreende os processos de contabilização,
conciliação e liquidação financeira, constituído de um conjunto
de programas, regras e procedimentos, com os objetivos de
registrar a compra e venda de energia elétrica no âmbito da
CCEE, a valoração das transações não cobertas por contratos
bilaterais e o gerenciamento das transferências financeiras
entre os agentes da CCEE.
SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO (SMF)
Conjunto de medidores, transformadores e de canais de
comunicação entre os agentes e a CCEE visando a informação
de dados para fins de contabilização e de faturamento.
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN)
Conjunto de subestações e linhas de transmissão (230 kV
ou mais) utilizado para o transporte de grandes blocos de
energia elétrica e para a otimização do sistema interligado.
Atende uma área de 55% do território nacional e cerca de
98% do consumo brasileiro de energia elétrica.
195
SUBESTAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO
Conjunto de equipamentos (transformadores, disjuntores,
barramentos e chaves) que tem como tarefa transformar os
níveis de tensão para os valores apropriados para determinado
uso, elevando-os ou abaixando-os.
SUBESTAÇÃO TRANSFORMADORA COMPARTILHADA
Subestação particular utilizada para fornecimento de
energia elétrica simultaneamente a duas ou mais unidades
consumidoras.
SUBMERCADOS
Subdivisões do sistema interligado, correspondentes às
áreas de mercado, para as quais a CCEE estabelecerá preços
diferenciados e cujas fronteiras são definidas em função da
presença e duração de restrições relevantes de transmissão.
TARIFA
Valor da unidade de consumo de energia elétrica e/ou da
demanda de potência, homologado pela ANEEL para a
prestação de serviço público de energia elétrica.
TARIFA AZUL
Modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas
de consumo de energia elétrica e de demanda, de acordo
com as horas de utilização do dia.
TARIFA BINÔMIA
Conjunto de tarifas de fornecimento constituído por preços
aplicáveis ao consumo de energia elétrica ativa e à demanda
faturável.
196
TARIFA BINÔMIA CONVENCIONAL
Conjunto de tarifas de fornecimento constituído por apenas
um preço de demanda e um preço de energia;
TARIFA BINÔMIA DIFERENCIADA
Conjunto de tarifas de fornecimento constituído por mais de
um preço de demanda e/ou mais de um preço de energia.
TARIFA DE ULTRAPASSAGEM
Tarifa aplicável sobre a diferença positiva entre a demanda
medida e a contratada, quando exceder os limites
estabelecidos.
TARIFA MONÔMIA
Tarifa de fornecimento de energia elétrica constituída por
preços aplicáveis unicamente ao consumo de energia elétrica
ativa.
TARIFA MONÔMIA DIFERENCIADA
Tarifa de fornecimento de energia elétrica constituída por
mais de um preço, mas apenas de energia.
TARIFA MONÔMIA SIMPLES
Tarifa de fornecimento de energia elétrica constituída por
apenas um preço de energia.
TARIFA VERDE
Modalidade estruturada para aplicação de tarifas diferenciadas
de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de
utilização do dia, assim como de uma única tarifa de demanda
de potência.
197
TAXA DE FISCALIZAÇÃO DE SERVIÇOS DE
ELETRICIDADE (TFSEE)
Devida anualmente e paga em duodécimos por todos os
titulares de concessões, permissões ou autorizações,
envolvidos com geração, transporte, distribuição ou
comercialização de energia elétrica, destinando-se ao custeio
das atividades da ANEEL e de agências conveniadas.
TENSÃO DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA
Nível de tensão em que a unidade consumidora é atendida.
São classificadas pela concessionária em Grupo A (Grupo alta
tensão - A1, A2, A3a, A4 e As e Grupo B (Grupo baixa tensão).
A sua unidade de medida é o Volt (V).
TENSÃO NOMINAL
Valor de tensão especificado pelo fabricante, sob o qual o
equipamento opera em condições ideais.
TENSÃO PRIMÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO
Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária
com valores padronizados iguais ou superiores a 2,3 kV.
TENSÃO SECUNDÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO
Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária
com valores padronizados inferiores a 2,3 kV.
TRANSFORMADORES
Equipamentos estáticos de indução eletromagnética,
utilizados para elevar ou baixar a tensão elétrica (voltagem).
198
TUSD - TARIFA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
Aplicável ao uso dos sistemas de distribuição de energia
elétrica e formada por vários componentes específicos de
custos da distribuidora: remuneração dos ativos; depreciação;
custo operacional; custo relativo ao pagamento da TUST;
custo com a conexão às instalações da Rede Básica, perdas
elétricas na Rede Básica, referentes às perdas técnicas e não
técnicas; perdas na distribuição e diversos encargos.
TUST (TARIFA DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO)
Resulta do rateio entre os usuários da transmissão, de
alguns valores específicos: a receita anual permitida de todas
as empresas de transmissão e os serviços prestados pelo
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Metade da
receita global deve ser paga pelos geradores e importadores
(que colocam energia no sistema) e a outra metade deve
ser paga pelas distribuidoras, exportadoras e consumidores
livres (que retiram energia do sistema). Os consumidores
livres pagam também alguns encargos setoriais.
UNIDADE CONSUMIDORA
Conjunto de instalações e equipamentos elétricos
caracterizado pelo recebimento de energia elétrica em
um só ponto de entrega, com medição individualizada e
correspondente a um único consumidor.
USINA TÉRMICA CLÁSSICA
Instalação na qual a energia química, contida em combustíveis
fósseis, sólidos, líquidos ou gasosos, é convertida em energia
elétrica.
199
USINA A FIO D’ÁGUA
Usina hidrelétrica que não conta com reservatório de
regularização, aproveitando o curso d’água diretamente.
VALOR LÍQUIDO DA FATURA DA DISTRIBUIDORA
Valor em moeda corrente resultante da aplicação das
respectivas tarifas de fornecimento, sem incidência de
imposto, sobre os componentes de consumo de energia
elétrica ativa, de demanda de potência ativa, de uso do
sistema, de consumo de energia elétrica e demanda de
potência reativas excedentes.
VALOR MÍNIMO FATURÁVEL PELA DISTRIBUIDORA
Valor referente ao custo de disponibilidade do sistema elétrico,
aplicável ao faturamento de unidades consumidoras do Grupo
“B”, de acordo com os limites fixados por tipo de ligação.
VOLT (V)
Unidade de medida de diferença de potencial elétrico.
200
Iniciativa e Produção
Duke Energy International Geração Paranapanema S. A.
Diretoria Comercial
Av. Nações Unidas, 12.901 - Torre Norte - 30º andar
CEP: 04578-910 - São Paulo - SP
Tel.: (5511) 5501-3400
Pesquisa e Elaboração de Texto
Vilson Daniel Christofari
Desenvolvimento
Gerência de Comercialização
www.duke-energy.com.br
2015
201
www.duke-energy.com.br