O Novo Marco Regulatório e as
Perspectivas da GD
VII Seminário de Geração Distribuída - INEE
14 e 15 de setembro
Rio de Janeiro
Paulo Pedrosa
Diretor da ANEEL
Agenda
• Objetivo
• GD – Mercados Potenciais
• GD – Inserção no Setor Elétrico
– Evolução do Marco Legal
– Cenário Setorial – Agentes e instituições
• Desafio da Regulação
• GD – Decreto no 5.163/04
Objetivo
• Visão geral e desafios - colher contribuições
• GD como parte de um cenário de mercado em
amadurecimento, ambiente institucional em
transformação, aparentes indefinições e conflitos
no Marco Legal
• Necessidade de regulação coerente e consistente,
perseguindo ótimo global, com geração de valor
para o setor elétrico, seus consumidores e as
cadeias produtivas do País
GD no Setor Elétrico
•
Ciclo virtuoso da GD: Inserção competitiva x compulsória
•
Sinergia em benefício de todos (energia e produção de açúcar, siderurgia,
calor, frio...) – sinal econômico: gerar / gerenciar demanda
•
Aumento do número de agentes e financiabilidade
•
Redução e diluição do impacto ambiental
•
Menores prazos de implantação
•
Segurança do sistema, redução de investimentos globais (geração, redes e
serviços) e custos associados
•
Mudança de paradigma: economia de escala
economia de escopo
GD – Mercados Potenciais
•
Distribuidora local – chamadas públicas – 10% do mercado
•
Pequena Distribuidora – até 100% do mercado
•
Pool – Leilões
•
Proinfa I – Valor de referência por fonte - rateio pelos consumidores
•
Proinfa II - 10% do consumo em 20 anos
•
Consumidores livres
•
Consumidores livres especiais – comunhão de fato ou direito
•
Leilão de ajustes
•
Autoprodução
•
Serviços ancilares - reserva
•
Complementação pela CDE no Sistema Interligado
•
Participação na CCC para construção e combustível nos sistemas isolados
Evolução do Marco Legal
Lei 8.631 - Fixação dos
Níveis das Tarifas de
energia elétrica e
extingue o Regime de
Remuneração Garantida
Constituição
Federal
(art. 175)
1988
J F M AM J J A S O N D
...
...
...............
Implantação
da ANEEL
Lei 9.074 –
Concessão de
serviços de energia
elétrica
1993
J F M AM J J A S O N D
1995
1996
1997
J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N DJ F M A M J J A S O N D
Lei 8.987
(Concessão de
Lei 9.648
(MAE e ONS)
Lei 9.478 – CNPE
e ANP (Lei do
Petróleo)
serviços públicos)
Plano Diretor da
Reforma do
Aparelho do Estado
Lei 9.427
(ANEEL)
Decreto 2.335
(ANEEL)
Lei 10.433
1998
1999
2000
2002
2002
2001
MP 86
2002
2004
J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D J FM A M JJ A SO N D J F M AM J J A SO N DJ F M AM J J A SO N D
Decreto 2.655
(MAE e ONS)
MP 1.819
Considerada
Inconstitucional
PL 2.905
Lei 10.438
Lei 10.604
Decreto
5.163
Lei 10.848
Evolução do Setor Elétrico
• Tarifa pelo custo
• Presença dominantemente estatal
• Estado Investidor e garantidor
• Planejamento e operação cooperativos
• Proteção contra riscos
• Solidariedade entre concessões - RENCOR
• Eficiência através da fiscalização e controle
Evolução do Setor Elétrico
• Concessões
• Tarifa pelo preço
• Livre negociação de contratos – Distribuição/Comercialização
• Coexistência de agentes estatais e privados
• Investimentos privados
• Riscos geridos pelo mercado
• Contratos bilaterais - Entrega física x hedge financeiro
• Eficiência pela competição:
Direta – G e C
No acesso – T
Competidor virtual - D
Evolução do Setor Elétrico
• Resgate do planejamento
• Tarifa pelo preço
• Contratação regulada
• Coexistência de agentes estatais e privados – parcerias
• Riscos reduzidos para agentes do setor
• Eficiência através do planejamento, fiscalização e controle e da
competição
No acesso – G e T
Direta – G e C para Consumidor livre
Competidor virtual - D
Ambiente Institucional
• Sistema orgânico, de grande complexidade
• Papéis de agentes e instituições em evolução
• Prevalece dimensão fiscal e de absorção de políticas públicas
• Mudanças nas regras, nos direitos estabelecidos geram cadeia de
efeitos
• Riscos reduzidos para um segmento afetam os demais
• Limites para as tarifas – aumento da inadimplência e furto
• Regulação deve perseguir o ótimo econômico global
Ambiente Institucional
• Geradores atuais
• Exposição a preços spot baixos quando descontratados
• Exposição a preços spot elevados e à diferença de preços entre
submercados quando contratados
• Dificuldade de avaliação da variação de custos – Transmissão até o
centro do Mercado – crescimento das redes e sinal locacional
• Geradores hidráulicos – riscos hidrológicos - redução de sua energia
alocada e exposição, sem alívio, a preços altos no recebimento do
MRE em outros submercados
Desafio Regulatório – coexistência no mesmo sistema de mercados
distintos – Energia velha e nova, de contratação regulada e livre,
fontes convencionais, alternativas e G.D.
Ambiente Institucional
• Distribuidores
• Negócio de distribuição em evolução
• Distribuidora: repassadora de encargos, tributos, energia comprada
e custos operacionais
• Receita proveniente do aluguel de ativos
• Contrato de Concessão assegura receita de equilíbrio (revisões)
• Distribuidoras impedidas de vender a Consumidores Livres e
participar da expansão da oferta
• Contratação no pool – baixa exposição a riscos
Desafio da Regulação
• Conciliar conflito aparente em dispositivos específicos
da legislação e regras gerais e conceitos de um
ambiente em evolução
• vencer impasses
• esclarecer como regras se subordinam
• antecipar e simular efeitos
• segurança jurídica
• Desafio Legal – Procuradoria Federal – A.G.U.
Usinas PIE (1-10 MW) autorizadas sem licitação
Usinas PIE ou AUTO (1-25 MW)
Usinas PIE ou AUTO (1-30 MW)
Desconto de 50% na TUST/TUSD - garantir a competitividade
Participação no MRE para PCHs
Isenção do pagamento da compensação financeira - PCH
Comercializar energia com consumidores de carga  500 kW,
dispensados dos prazos contratuais para liberação
Desconto de 100% na TUST/TUSD – em operação até 31/12/03
Isenção em P&D - fontes eólica, solares, biomassa e PCHs
Isenção em P&D - cogeração qualificada
Ampliações- dependem de autorização e têm os benefícios da lei
Desconto de 50% na TUST/TUSD incidindo da produção ao
consumo da energia comercializada por PCHs, biomassa, eólica
e cogeração (Retirada a garantia de competitividade)
Comercializar energia com consumidores de carga maior ou
igual a 500 kW ou conjunto de consumidores reunidos por
comunhão de interesse de fato ou de direito, dispensados dos
prazos legais para liberação.
Nos sistemas isolados: carga  50 kW
Incluídas usinas hidroelétricas entre 0 e 1 MW
Desconto de 50% na TUST/TUSD na produção e no consumo
Complementação por outros empreendimentos de geração,
limitado a 49% da energia média que produzirem
Processos licitatórios das distribuidoras deverão contemplar
fontes alternativas
Compra pelas distribuidoras sem licitação para GD (PCHs,
biomassa, eólicas e outras) e 1ª etapa do PROINFA
Lei 10848/04
Lei 10.762/03
MP 127/03
Lei 10.438/02
MP 14/01
Lei 9991/00
Res.281
Lei 9648/98
MP 1531/98
Lei 9427/96
Incentivos
G.D. - custo do transporte
I - Rateio entre acessantes, maiores custos para G sem repasse,
maior risco e custo de capital para G
II - Redução de receita de D entre revisões, aparente conflito com
legislação, risco de sobras contratuais, maior risco e custo de
capital investido em D
III - Aumento de custos para os consumidores cativos quando
consumidor livre adquirir energia de fontes incentivadas,
aparente conflito com legislação
IV - Custos de transmissão a serem ressarcidos incluiria encargos
e tributos? aparente conflito com legislação
V - Efeitos de um desconto de 50% combinado com o acesso a
“uniões de fato ou de direito” com carga superior a 500 kW ou
50 kW (sistemas Isolados)
Ambiente de Contratação
Geração
Ambiente
de
Contratação
regulada
Distribuição
Gerador 1
Distribuidor
Gerador 2
Distribuidor
PIE’s
Ambiente
de
Livre
Contratação
Transmissão
Consumidores
Cativos
Distribuidor
PIE’s
Comercializador
PIE’s
Consumo
Consumidores
Livres
Contratos – Setor Elétrico
Fundos Setoriais
ANEEL
ONS
MAE
Contratos
Iniciais
CI
CI
G
CI
BI
D
Hidrelétrica
P.I.E.
BT
BI
G
CC
Adesão
BI
BI
BI
T
BI
Termelétrica
P.I.E.
BI
CL
G
Proinfra
BI
G
Consumidor
Cativo
CE
Consumidor
Livre
Fluxos Econômicos/2003
(bilhões de US$)
0.41
CDE
ESS
CCC
Proinfa
Etapa I
RGR
CBEE
RTE /
Percee
0.01
0.38
TF
UBP
1.80
0.14
0.01
0.001
10.68 0.07
10.10
P&D
0.52
3.63
D/C
0.10
T
0.28
0.60
0.88
0.03
0.07
ONS
CF
RGR
0.06
Consumo
23.14
0.003 1.38
1.04
0.07
Municípios
0.01
0.76
0.02
G
0.11
0.24
0.03
0.17
RGR
0.69
4.62
ICMS
1,15
União
Estados
0.11
Elaborado por Fabiano da Rosa Carvalho (mar/2003)
224 R$ / MWh
Tarifa média nacional (c/ ICMS)
Tributos 30,3 %
Cofres públicos
Encargos 11,1 %
Políticas públicas e
setoriais
Distribuição 15,7 %
Custos e investimentos em
Distribuição
Transmissão 4,5 %
Custos e investimentos em
Transmissão
Geração 38,4 %
Custos e investimentos em
Geração
GD - Desafio da Regulação
• Definição de G.D. - do micro (sistemas individuais) ao macro
(grande cogeração)
• Acesso às redes e a mercados - consumidores
• Contratação de reserva
• Uso da CDE
• Qualidade
• P&D - focado
• Articulação com setor de Gás
GD – Decreto no 5.163/04
• Compra por chamada pública de GD, na área de concessão,
limitada a 10% do mercado e repasse por PLD, limitado por VR
• Contrato de entrega física, risco da distribuidora
• Questões:
• Qual o atrativo para as distribuidoras?
• Como comparar?
• Proibidas participações cruzadas
• Riscos associados a redução de lastro e submercados
• Custos de transporte para os vendedores e compradores
• Tendência das regras do Pool – sobrecontratação repassada até
103%
Conclusões
• Existe papel relevante no País para a Geração Descentralizada
que pode contribuir para a segurança do sistema, atração de
novos investimentos, redução de custos globais e sinergia do
setor elétrico com outros setores da economia
• São muitos os estímulos e alternativas previstas em lei para
diversos tipos de geração (alternativa, cogeração, PPT,
individual...)
• A regulamentação do disposto nas leis precisa ser conduzida
em sintonia com o Marco Legal aplicável ao setor e
considerando os papéis desempenhados por agentes e
segmentos do setor
• Evolução natural do modelo de subsídios e compras
compulsórias para inserção competitiva