Relat.rio de Progresso 4 vers.o final - Ufba · MME; (l) Reni Antônio da Silva, consultor3. 1.2...

1 Ministério de Minas e Energia - MME Conselho Nacional de Política Energética – CNPE Câmara de Gestão do Setor Elétrico - CGSE

COMITÊ DE REVITALIZAÇÃO DO MODELO DO SETOR ELÉTRICO

Relatório de Progresso Nº 4 ANO 2002

Brasília, novembro de 2002

Revitalização/CGSE/CNPE Relatório de Progresso Nº 4 2

Índice 1 INTRODUÇÃO................................................................................................................................4

1.1 O COMITÊ DE REVITALIZAÇÃO DO MODELO DO SETOR ELÉTRICO..........................................4 1.2 OBJETIVO DESTE TRABALHO.....................................................................................................4 1.3 ORGANIZAÇÃO DO RELATÓRIO.................................................................................................4 1.4 TÓPICOS PARA DESENVOLVIMENTO FUTURO ............................................................................7

2 NORMALIZAÇÃO DO FUNCIONAMENTO DO SETOR ELÉTRICO................................8 2.1 ACORDO GERAL DO SETOR.......................................................................................................8 2.2 REESTRUTURAÇÃO DO MAE (6)...............................................................................................9 2.3 APERFEIÇOAMENTO DO DESPACHO E FORMAÇÃO DE PREÇO (1).............................................10 2.4 REGULARIZAÇÃO DOS CONTRATOS DE CONCESSÃO (33)........................................................11

3 APERFEIÇOAMENTO DO MERCADO ..................................................................................12 3.1 IMPLEMENTAÇÃO DE OFERTA DE PREÇOS (2)..........................................................................12 3.2 COMERCIALIZAÇÃO DA ENERGIA DE SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL (3) ....................................13 3.3 CONSUMIDORES LIVRES (16) ..................................................................................................15 3.4 TRIBUTAÇÃO NO MAE............................................................................................................16 3.5 APERFEIÇOAMENTO DAS REGRAS DO MAE (26) ....................................................................19 3.6 APERFEIÇOAMENTO DO PROCESSO DE DEFINIÇÃO DE SUBMERCADOS (27) ............................20 3.7 APERFEIÇOAMENTO DAS REGRAS DO MRE (28) ....................................................................21

4 GARANTIA DE EXPANSÃO DA OFERTA .............................................................................22 4.1 APERFEIÇOAMENTOS NO VALOR NORMATIVO (14) ...............................................................22 4.2 REGULAMENTAÇÃO DOS LEILÕES DE COMPRA DE ENERGIA ...................................................23 4.3 EXIGÊNCIAS DE CONTRATAÇÃO BILATERAL ...........................................................................24 4.4 REGRAS DE CONTRATAÇÃO PARA EXPANSÃO.........................................................................25 4.5 REVISÃO DAS ENERGIAS ASSEGURADAS (11)..........................................................................27 4.6 ESTÍMULO À EXPANSÃO DA CAPACIDADE DE SUPRIMENTO DE PONTA (23)............................29 4.7 AGILIZAÇÃO DO PROCESSO DE LICENCIAMENTO AMBIENTAL (31).........................................30

5 MONITORAÇÃO DA CONFIABILIDADE DE SUPRIMENTO...........................................32 5.1 PROCEDIMENTOS DE ALERTA QUANTO A DIFICULDADES DE SUPRIMENTO (21) .....................32 5.2 SUPERVISÃO DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO A MÉDIO PRAZO (22)..................................34 5.3 CONTRATAÇÃO DE GERAÇÃO DE RESERVA (13) .....................................................................34

6 QUESTÕES RELATIVAS À TRANSMISSÃO.........................................................................35 6.1 REVISÃO DAS TARIFAS DE TRANSMISSÃO (9)..........................................................................35 6.2 RATEIO DE PERDAS DA REDE BÁSICA DE TRANSMISSÃO .........................................................37 6.3 PLANEJAMENTO DA REDE DE TRANSMISSÃO...........................................................................39

7 POLÍTICA ENERGÉTICA..........................................................................................................44 7.1 FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA (4) ................................................................................44 7.2 INCENTIVO À GERAÇÃO TÉRMICA A GÁS NATURAL (15).........................................................45 7.3 INCENTIVO À CONSERVAÇÃO E USO RACIONAL DA ENERGIA (25) ..........................................48

8 POLÍTICA TARIFÁRIA E DEFESA DA CONCORRÊNCIA ...............................................50 8.1 UNIVERSALIZAÇÃO DO ATENDIMENTO (5)..............................................................................50 8.2 TARIFA SOCIAL PARA CONSUMIDORES DE BAIXA RENDA (32)................................................51 8.3 DESVERTICALIZAÇÃO (7)........................................................................................................51 8.4 LIMITES PARA PARTICIPAÇÕES CRUZADAS E AUTO-CONTRATAÇÃO (18) ...............................52 8.5 ABERTURA DAS PARCELAS DAS TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO (29) ...........................................53 8.6 REALINHAMENTO TARIFÁRIO (17) ..........................................................................................53 8.7 APERFEIÇOAMENTOS NAS REVISÕES TARIFÁRIAS DAS DISTRIBUIDORAS (30) ........................54

9 APERFEIÇOAMENTO INSTITUCIONAL DO MME E ONS ..............................................56 9.1 REORGANIZAÇÃO INSTITUCIONAL DO MME (8) ....................................................................56 9.2 GOVERNANÇA DO ONS (10)...................................................................................................59 9.3 APERFEIÇOAMENTO DOS PROCEDIMENTOS DE REDE DO ONS (19) ........................................59 9.4 FINALIZAÇÃO DOS MODELOS COMPUTACIONAIS USADOS PELO ONS (20).............................60


1 INTRODUÇÃO 1.1 O Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico A Resolução da Câmara de Gestão da Crise de Energia - GCE Nº 18, de 22 de junho de 2001, criou o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico com a missão de encaminhar propostas para corrigir as disfuncionalidades correntes e propor aperfeiçoamentos para o referido modelo. A instalação do Comitê ocorreu no dia 27 do mesmo mês. Naquela ocasião, ficou acordado que os trabalhos desenvolvidos pelo Comitê deveriam se pautar na busca de soluções que preservassem os pilares básicos de funcionamento do modelo do setor, a saber, competição nos segmentos de geração e comercialização de energia elétrica, expansão dos investimentos com base em aportes da iniciativa privada e regulação dos segmentos que são monopólios naturais – transmissão e distribuição de energia elétrica – de forma a garantir uma qualidade dos serviços e o suprimento de energia elétrica compatível com as necessidades de desenvolvimento do país. Em 30 de junho de 2002, foi extinta a GCE e criada a Câmara de Gestão do Setor Elétrico - CGSE, que passou a ser integrante do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE. A CGSE, dentre outras atribuições, está encarregada de finalizar o trabalho de Revitalização. Seu Núcleo Executivo tem a seguinte composição: (a) Francisco Gomide, Ministro de Minas e Energia, presidente; (b) João Alberto Silva, Secretário Executivo do MME (vice-presidente); (c) Silvano Gianni, Secretário Executivo da Casa Civil da Presidência da República; (d) José Guilherme Reis, Secretário de Política Econômica do Ministério da Fazenda1; (e) Joaquim Levy, Economista Chefe da Assessoria Econômica do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão; (f) José Mario Abdo, Diretor-Geral da ANEEL; (g) Jerson Kelman, Diretor-Presidente da ANA; (h) Eduardo Ellery, Diretor da ANEEL; (i) Octavio Castello Branco, Diretor de infra-estrutura do BNDES2; (j) Mario Santos, Diretor-Presidente do ONS; (k) Arlinda Ivone Menezes, Consultora Jurídica do MME; (l) Reni Antônio da Silva, consultor3. 1.2 Objetivo deste trabalho Este Relatório apresenta um balanço das atividades do Comitê de Revitalização desde sua criação. Ele incorpora e resume os resultados dos três Relatórios de Progresso anteriores4, e descreve as atividades realizadas de junho de 2002, data de emissão do Relatório de Progresso Nº 3, até o presente. 1.3 Organização do Relatório Para facilidade de apresentação, as atividades do Comitê de Revitalização foram agrupadas em oito temas gerais, que correspondem aos seguintes capítulos no presente Relatório:

1 Substituído em outubro/2002 pelo novo Secretário, Arno Meyer. 2 Substituído em setembro/2002 pela nova Diretora, Marisa Giannini. 3 Até julho de 2002. 4 Disponíveis no “site” www.energiabrasil.gov.br.


A. Normalização do funcionamento do setor elétrico B. Aperfeiçoamento do mercado de energia elétrica C. Garantia de expansão da oferta D. Monitoração da confiabilidade de suprimento E. Política energética F. Questões relativas à transmissão G. Política tarifária e defesa da concorrência H. Aperfeiçoamento institucional do MME e ONS Cada tema é composto de vários tópicos, apresentados a seguir. O número entre parêntesis ao lado de cada tópico, se existir, corresponde à numeração original do mesmo no Relatório de Progresso Nº 2. Os tópicos sem numeração indicam assuntos desenvolvidos em paralelo ou posteriores à edição daquele Relatório. A. Normalização do Funcionamento do Setor Elétrico Descreve um conjunto de ações de curto prazo visando restaurar as condições normais de funcionamento do setor: • Acordo Geral do Setor • Reestruturação do MAE (6) • Aperfeiçoamento do processo de despacho e formação de preços (1) • Regularização dos contratos de concessão (33) B. Aperfeiçoamento do Mercado de Energia Elétrica Este conjunto de tópicos tem como objetivo reforçar os instrumentos de competição nos setores de geração e comercialização para consumidores livres: • Implementação de oferta de preços (2) • Comercialização da energia de serviço público federal (3) • Consumidores livres (16) • Tributação no MAE • Aperfeiçoamento das regras do MAE (26) • Aperfeiçoamento do processo de definição de submercados (27) • Aperfeiçoamento das regras do Mecanismo de Realocação de Energia (28) C. Garantia de Expansão da Oferta Este conjunto de tópicos visa assegurar a existência de oferta capaz de suprir a demanda em termos estruturais: • Aperfeiçoamentos no Valor Normativo (14) • Regulamentação dos leilões de compra de energia • Exigências de contratação bilateral (12)


• Regras de contratação para expansão • Revisão das energias asseguradas (11) • Estímulo à expansão da capacidade de suprimento de ponta (23) • Agilização do processo de licenciamento ambiental (31) D. Monitoração da Confiabilidade de Suprimento O objetivo destes tópicos é criar “sinais de alerta” com relação a riscos de suprimento a curto prazo – horizonte de até dois anos – e médio prazo – horizonte entre três e cinco anos. Estes sinais permitirão, em caso de necessidade, desencadear medidas preventivas/corretivas por parte do MME/CNPE: • Procedimentos de alerta quanto a dificuldades de suprimento a curto prazo (21) • Supervisão das condições de atendimento a médio prazo (22) • Contratação de geração de reserva (13) E. Política Energética Este tema apresenta políticas governamentais para fontes alternativas, geração a gás natural e conservação de energia: • Fontes alternativas de energia (4) • Incentivo à geração térmica a gás natural (15) • Incentivo à conservação e uso racional da energia (25) F. Questões Relativas à Transmissão Estes tópicos têm como objetivo harmonizar o segmento de transmissão, que é uma atividade de serviço público com tarifas reguladas, com os segmentos competitivos de geração e comercialização: • Revisão das tarifas de transmissão (9) • Rateio de perdas na rede básica de transmissão • Planejamento da expansão da rede de transmissão (24) G. Política Tarifária e Defesa da Concorrência Este conjunto de tópicos visa a melhoria do serviço prestado, com tarifas aderentes aos custos, explicitação dos eventuais incentivos/subsídios e ações para prevenir o exercício de poder de mercado por parte de agentes: • Universalização do atendimento (5) • Tarifa social para consumidores de baixa renda (32) • Desverticalização (7) • Limites para as participações cruzadas e para a auto-contratação (18) • Abertura das parcelas das tarifas de distribuição (29)


• Realinhamento tarifário (17) • Aperfeiçoamentos nas revisões tarifárias das distribuidoras (30) H. Aperfeiçoamento Institucional do MME e ONS O objetivo neste caso é reforçar a eficácia e a transparência de atuação destes agentes institucionais: • Reorganização institucional do MME (8) • Governança do ONS (10) • Aperfeiçoamento dos procedimentos de rede do ONS (19) • Finalização dos modelos computacionais utilizados pelo ONS (20) 1.4 Tópicos para desenvolvimento futuro Apresenta-se a seguir um conjunto de tópicos considerados relevantes para o setor, mas não incluídos entre os desenvolvidos até o momento: • oferta de energia elétrica nos sistemas isolados – adequar o modelo setorial a

estes sistemas, com ênfase do aumento da eficiência e redução dos custos da CCC. • tarifa de suprimento às permissionárias (cooperativas) - criar mecanismo, via

tarifa regulada, que estabeleça condições para o suprimento de energia elétrica às cooperativas, retirando-as do mercado e desobrigando-os da celebração dos contratos iniciais.

• taxa de iluminação pública - encontrar soluções estruturais para o custeio e expansão destes serviços, dada a dificuldade de cobrança da Taxa de Iluminação Pública por parte dos municípios.

• atribuição de responsabilidades e penalidades aos administradores - estabelecer instrumentos legais para atribuição de responsabilidades e penalidades para o dirigente que cometa determinados tipos de infração, a exemplo do que acontece nas bolsas de valores.

• mercado de gás natural - analisar em profundidade as inter-relações dos mercados de gás e eletricidade, em coordenação com as atividades do Comitê de Vitalização do Gás Natural.

• tarifa horosazonal para consumidores de baixa tensão – estimular a extensão da tarifação horosazonal, de forma voluntária, para os consumidores de baixa tensão, com o objetivo de aumentar a eficiência no dimensionamento e operação das redes de distribuição.

• reavaliação dos níveis de segurança/confiabilidade do sistema - promover ações para aumento da confiabilidade de suprimento elétrico, em coordenação com a iniciativa de “Segurança Elétrica” recentemente proposta pelo ONS.


2 NORMALIZAÇÃO DO FUNCIONAMENTO DO SETOR ELÉTRICO 2.1 Acordo Geral do Setor 2.1.1 Objetivo Com o evento do racionamento, surgiram controvérsias entre os agentes quanto à forma de aplicação de determinadas cláusulas contratuais entre geradoras e distribuidoras e do princípio de equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão. Além disto, as empresas passaram a viver uma grave crise de liquidez e de prejuízos operacionais. O encaminhamento do assunto à Justiça traria o risco concreto de batalhas jurídicas prolongadas, cuja conseqüência poderia ser uma crise de inadimplência e a paralisia geral do setor, podendo envolver cerca de 80 empresas de geração e distribuição. A motivação principal para a promoção de um acordo foi portanto a de evitar conseqüências danosas para a economia do País que resultariam de um “travamento” do setor. 2.1.2 Ações O Acordo Geral do Setor Elétrico foi assinado após seis meses de intensas negociações com as duas principais entidades de representação dos agentes do setor, a Associação Brasileira das Grandes Geradoras de Energia Elétrica - ABRAGE - e a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE. A lógica que norteou o acordo foi a aplicação do princípio de equilíbrio econômico-financeiro, presente nos contratos de concessão. Outros aspectos importantes do acordo foram: (i) a renúncia por parte dos agentes à ações judiciais referentes a pendências anteriores ao racionamento; (ii) o estabelecimento de regras claras de repasse dos custos não gerenciáveis das distribuidoras para os consumidores, o que contribui para a redução do risco empresarial e para a viabilização da contratação futura de novos investimentos em geração de energia elétrica; e (iii) o repactuamento das obrigações contratuais entre geradoras e distribuidoras, o que elimina a possibilidade de uma repetição das controvérsias. Como parte do acordo, a GCE propôs uma Recomposição Tarifária Extraordinária, que resultou em aumentos de energia de 2,9% para os consumidores residenciais e de 7,9% para os consumidores industriais. Os consumidores da classe baixa-renda não tiveram aumento algum. Para permitir a modicidade do aumento tarifário, o BNDES concedeu financiamento às empresas no montante a ser recomposto. 2.1.3 Instrumentos legais A Medida Provisória No 14, de 21 de dezembro de 2001, implementou os princípios do Acordo que requeriam uma Lei. Esta Medida Provisória foi posteriormente convertida na Lei No 10.438, de 26 de abril de 2002. Uma série de Resoluções ANEEL implementou os aspectos complementares.


2.2 Reestruturação do MAE (6) 2.2.1 Objetivo As atividades de contabilização e liquidação de diferenças entre produção/consumo de energia e contratos bilaterais realizadas no MAE são essenciais ao funcionamento do setor elétrico5. Por esta razão, havia uma grande preocupação por parte dos agentes e do governo com dificuldades para a realização dessas atividades, que incluíam ações legais e problemas com a estrutura de governança. O objetivo da reestruturação do MAE foi portanto o estabelecimento de um novo ordenamento legal que permitisse o pleno funcionamento do mesmo. 2.2.2 Ações As medidas de reestruturação do MAE se concentraram no aperfeiçoamento de sua estrutura de governança e controle por meio da auto-regulação. A Medida Provisória Nº 29, de 7 de fevereiro de 2002, posteriormente convertida na Lei Nº 10.433, de 23 de abril de 2002, determinou que: (i) o MAE passaria a ser uma entidade de direito privado, deixando de ser uma “organização virtual”; (ii) suas atribuições seriam autorizadas, reguladas e fiscalizadas pela ANEEL; e (iii) seria obrigatória a implementação de uma Câmara de Arbitragem, que equacionaria as disputas decorrentes de interpretações de Regras e Procedimentos do Mercado. Diante das determinações da MP Nº 29/2002, a ANEEL aprovou, por meio da Resolução Nº 102, de 1º de março de 2002, uma Convenção do Mercado, que substitui o Acordo do Mercado; define o novo formato da governança; e estabelece mecanismos para a atuação da Câmara de Arbitragem. Em 22 de agosto de 2002, a ANEEL emitiu regulamento ajustando o cronograma de implantação do Mercado, o que permitia maior consistência para sua consolidação. Mais recentemente, a ANEEL publicou, após realização de Audiência Pública, a Resolução Nº 552, de 14 de outubro de 2002 (posteriormente alterada pela Resolução Nº 610, de 6 de novembro de 2002), que trata da regulamentação do processo de liquidação financeira das transações realizadas no Mercado. 2.2.3 Efeito das medidas de reestruturação As medidas tomadas foram positivas para o funcionamento do MAE, como pode ser verificado pelo ritmo de contabilização das transações ali efetuadas, e por já se ter uma data (22 de novembro de 2002) para iniciar a liquidação financeira de tais transações. 2.2.4 Instrumentos Legais • Medida Provisória Nº 29, de 7 de fevereiro de 2002; • Lei Nº 10.433, de 23 de abril de 2002; • Resoluções ANEEL: Nº 102, de 1º de março de 2002; Nº 552, de 14 de outubro de

2002; e Nº 610, de 6 de novembro de 2002.

5 Mesmo no modelo estatal anterior a função do MAE existia, sendo exercida pelo GCOI. A vantagem do MAE em relação ao GCOI é ser mais formalizado, com regras definidas e conhecidas por todos.


2.3 Aperfeiçoamento do despacho e formação de preço (1) 2.3.1 Objetivo O objetivo principal desta atividade foi, a partir de uma análise realizada no Relatório de Progresso N° 2, promover aperfeiçoamentos no modelo de despacho hidrotérmico usado pelo ONS. 2.3.2 Ações A Resolução GCE N° 109, de 24 de janeiro de 2002, estabeleceu uma série de diretrizes para o aperfeiçoamento do modelo de despacho. Devido à urgência do tema, algumas destas diretrizes foram implementadas de maneira provisória, sendo prevista sua implementação definitiva ao longo do ano de 2002. Apresenta-se a seguir um resumo do estado desta implementação, que está apresentado em detalhe no documento Relatório Final (06.11.02) - Aperfeiçoamento do despacho e formação de preços - GT1: • configuração de oferta e demanda - esta diretriz estabeleceu critérios para a

especificação da configuração da oferta de energia na elaboração do Plano Mensal de Operação. O objetivo foi evitar uma visão “otimista” no que se refere a entrada futura de oferta de energia ainda não assegurada. Atividade concluída.

• função de custo de déficit – esta diretriz determinou a inserção de uma nova função de custo do déficit de energia elétrica, com vários patamares e penalidades maiores, no cálculo da política operativa. O objetivo é penalizar com maior intensidade a ocorrência de racionamentos futuros. A diretriz previa também a possibilidade de atualização dos parâmetros desta função. A atividade de inserção foi concluída; no que se refere à atualização, a ANEEL deverá realizá-la em 2003.

• atualização dos custos variáveis de operação das térmicas – o objetivo desta diretriz é permitir a atualização sistemática dos custos térmicos e de importação, evitando uma defasagem artificial nos mesmos, a qual poderia levar a preços de curto prazo “otimistas”. Esta atividade está em andamento, com previsão de conclusão até o final do ano.

• implantação de mecanismo de aversão a risco no cálculo da política operativa – a curva de aversão a risco estabelece um critério de operação das usinas térmicas visando maior segurança no caso dos níveis de armazenamento nos reservatórios estarem reduzidos. Em fevereiro de 2002, esta curva foi implementada provisoriamente como um ajuste externo ao modelo de cálculo da política operativa. Está previsto para o final de novembro a conclusão dos testes e o encaminhamento à ANEEL para a devida regulamentação.

• taxa de desconto – o objetivo é compatibilizar a definição da taxa de desconto, que tende a ser elevada e portanto sinalizar uma menor importância dos eventos futuros, com a introdução da curva de aversão a risco, que sinaliza o oposto, isto é, um maior peso para a ocorrência de problemas de suprimento no futuro. Esta atividade está em andamento, com previsão de conclusão até o final do ano.

2.3.3 Instrumentos legais Resolução GCE N° 109, de 24 de janeiro de 2002.


2.3.4 Aperfeiçoamentos futuros • prevê-se a conclusão de mais uma etapa de aperfeiçoamento do modelo detalhado

de despacho de médio prazo, DECOMP, até o final de janeiro de 2003, quando estará implementada a versão probabilística para um mês a frente, com aplicação ao Plano Mensal de Operação – PMO – do ONS.

• foi sugerido pelo ONS um conjunto de estudos e atividades para serem executados no próximo ano:

o condições excepcionais de operação (critérios operativos antes da implementação da cadeia completa de modelos);

o política operativa (aperfeiçoamento da curva de aversão a risco, possibilidade de revisão dos intercâmbios em função das aproximações contidas na modelagem adotada etc.);

o representação das térmicas emergenciais no cálculo da política operativa; e

o medidas para redução da volatilidade dos preços. 2.4 Regularização dos contratos de concessão (33) 2.4.1 Objetivo Atualmente existem concessões de serviços públicos de energia elétrica sendo exploradas por concessionário sem contrato celebrado com o Poder Concedente. Não existem determinações legais que obriguem esta ação. Torna-se portanto necessário estabelecer formas que levem a celebração de todos os contratos de concessão, regularizando o quadro setorial, quanto às responsabilidades e obrigações dos agentes de energia elétrica. Este aspecto abrange algumas distribuidoras e as geradoras federais. 2.4.2 Ações Com relação à geração, faltam ser firmados os contratos com: Furnas, Chesf, Eletronorte, Emae, Cesp, Codesp e empresas que têm geração no sistema Norte. Foram atualizados os documentos das empresas necessários à prorrogação das concessões, bem como minutados os contratos. A ANEEL deverá encaminhar ao MME as propostas de portarias para prorrogação das concessões. Após a publicação das portarias serão firmados os respectivos contratos. 2.4.3 Instrumentos Legais Não há necessidade de instrumentos legais adicionais.


3 APERFEIÇOAMENTO DO MERCADO 3.1 Implementação de oferta de preços (2) 3.1.1 Objetivo O Relatório de Progresso Nº 2 mostrou que a determinação da produção de cada usina e dos preços de curto prazo por um modelo computacional, tal como é realizada hoje, pode dificultar a atribuição de responsabilidades individuais aos proprietários das usinas para o cumprimento de seus contratos, o que, por sua vez, afeta negativamente o funcionamento do mercado. Mostrou-se na ocasião que um esquema de oferta de preços por parte dos agentes resultaria em maior grau de responsabilidade individual. Outra questão levantada é que o despacho baseado em modelos computacionais, mesmo quando realizado com o melhor embasamento técnico, leva a uma uniformidade de ações que pode não ser a ideal diante da grande incerteza das condições de oferta, demanda e hidrologia futuras. Mostrou-se que a formação de preços por oferta, ao incorporar a diversidade de percepções e ações dos agentes, contribui para uma operação mais robusta do sistema num ambiente de incertezas. Diante do benefício potencial da oferta de preços, buscou-se um procedimento que conciliasse sua implementação com o requisito de otimização do uso dos recursos hidrelétricos, considerado essencial para o sistema, e o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), que está consolidado nas regras do mercado. Enfatizou-se também a análise de eventuais ações de poder de mercado e a busca de mecanismos para mitigação do mesmo. 3.1.2 Ações No Relatório de Progresso N° 3 foi proposto um procedimento de oferta de preços com potencial para atender aos requisitos descritos acima. Foi então recomendado pela GCE “desenvolver em detalhe o esquema de oferta de preços [...] com vistas a sua implementação, incluindo procedimentos, modelos computacionais e simuladores de ofertas de agentes para identificação de problemas ligados ao eventual exercício de poder de mercado.” Apresenta-se a seguir um resumo das atividades neste tema, apresentado em detalhe no documento Relatório Final (06.11.02) – Implantação do sistema de oferta de preços de energia elétrica - GT2: 1. detalhamento da proposta de oferta de preços, incluindo sua formulação algébrica.

Em particular, esta proposta é compatível com esquemas de aversão a risco mencionados na seção 2.3;

2. desenvolvimento computacional do modelo SOPEE – Simulador de Oferta de Preços de Energia Elétrica. Este “software” permite analisar a possibilidade de uso de poder de mercado por parte dos agentes, e o efeito de medidas mitigadoras. Cópias do programa e da documentação (especificação algébrica e manual de utilização) foram fornecidas ao MME, ANEEL, MAE e ONS, disseminadas entre as associações de agentes e disponibilizadas para todos os agentes que as solicitassem;


3. realização de um “workshop” em 18 de novembro, com a participação de especialistas internacionais, sobre a questão de poder de mercado por parte dos agentes e de possíveis mecanismos de mitigação do mesmo.

4. início dos testes sobre a possibilidade de exercício de poder de mercado por parte de agentes, utilizando o modelo SOPEE.

3.1.3 Instrumentos legais Nenhum. 3.1.4 Atividades futuras Prevê-se a continuação das atividades de análise e avaliação do esquema de oferta de preços até meados de 2003. Entre as questões a serem tratadas, incluem-se: (i) detalhamento do enlace entre despacho comercial realizado pelo MAE e o físico, a ser realizado pelo ONS, incluindo a análise dos efeitos na otimização operativa do sistema; (ii) esclarecimento de dúvidas metodológicas; e (iii) análise institucional relativa à atribuição de responsabilidades entre agentes, governo e sociedade no caso de dificuldade de suprimento e no que se refere à expansão de oferta para um suprimento adequado do consumo. 3.2 Comercialização da energia de serviço público federal (3) 3.2.1 Objetivo Como indicado nos Relatórios de Progresso Nºs 2 e 3, a realização dos leilões para venda de energia das empresas geradoras sob controle federal teve como motivação principal a de assegurar: • transparência na venda de energia por parte de empresas de economia mista,

garantindo isonomia nos preços e no direito de acesso;

• competição equilibrada entre empresas privadas e estatais, em particular evitando ações de poder de mercado para deslocar competidores.

A opção por um mecanismo de leilão também levou em conta os seguintes aspectos: • preservar os direitos dos acionistas minoritários das empresas sob controle federal;

• permitir uma sinalização do preço da energia por parte do mercado, a qual servirá para aferir os cálculos endógenos do Valor Normativo6, entre outros benefícios;

• incentivar o processo de liberação dos consumidores, que é fundamental para o fortalecimento do mercado7;

• atenuar o impacto tarifário, beneficiando os consumidores.

6 ver seção 4.1. 7 ver seção 3.3.


3.2.2 Ações de preparação do leilão As atividades de preparação do leilão se concentraram nos seguintes temas: • modelo de contrato de compra e venda de energia - adotou-se um modelo de

contrato de compra e venda padronizado que procura manter o formato geral dos Contratos Iniciais, com alguns aprimoramentos;

• sistemática e edital do leilão - incluiu, adicionalmente, medidas preventivas contra poder de mercado, em particular a caracterização do conjunto de empresas que tem possibilidade de adoção de estratégias comuns para atuação no leilão; obrigatoriedade de depósito de garantias para participação no leilão, tanto para compradores quanto para vendedores.

3.2.3 Realização do leilão O leilão ocorreu em 19 de setembro de 2002. Além das empresas sob controle federal, quatro outras empresas ofertaram energia. Foram oferecidos contratos que somavam cerca de 4600 MW médios para 2003. A demanda total por estes produtos foi cerca de 1300 MW médios, corresponde a 30% da oferta. À primeira vista, este desequilíbrio entre oferta e demanda poderia ser atribuído a um interesse reduzido dos consumidores pelo leilão. Entretanto, verificou-se que estes 1300 MW representam a demanda total efetivamente existente no Sistema Interligado, depois de subtraídos os Contratos Iniciais e outros contratos bilaterais vigentes, e supondo que os agentes de consumo estariam dispostos a contratar 97% de sua demanda total. Os preços de venda foram relativamente baixos, refletindo a situação de excesso de oferta: eles variaram de 41 R$/MWh (contratos de dois anos no submercado Norte) até 70 R$/MWh (contratos de seis anos no submercado Sul). O preço médio para a energia contratada em 2003 ficou abaixo de 50 R$/MWh. As principais constatações em relação aos resultados do leilão foram: • uma das preocupações em relação ao leilão é que poderia haver um aumento

substancial nas tarifas de energia elétrica já a partir de 2003. Os preços de venda da energia, no entanto, indicam que este impacto será bastante reduzido, chegando a apontar para uma redução de tarifas na Região Sudeste.

• o resultado do leilão é coerente com a busca de uma maior eficiência econômica: (i) os contratos foram arrematados na proporção do menor para o maior preço; (ii) os produtos em que a oferta excedeu a demanda foram vendidos aos respectivos preços mínimos, os quais estiveram bem abaixo do Valor Normativo; (iii) os contratos de maior prazo tiveram preços maiores que os de menor prazo, refletindo o fato de que a sobre-oferta atual tenderá a desaparecer no futuro.

3.2.4 Instrumentos legais • Lei No 10.438, de 26 de abril de 2002 (Arts. 27 e 28);


• Medida Provisória Nº 64, de 26 de agosto de 2002;

• Resolução CNPE Nº 5, de 21 de agosto de 2002;

• Resolução ANEEL Nº 423, de 9 de agosto de 2002; e

• Portaria do Ministro de Estado da Fazenda No 276, de 13 de setembro de 2002.

3.3 Consumidores livres (16) 3.3.1 Objetivo A liberdade de buscar alternativas de suprimento por parte dos consumidores é fundamental para a efetiva criação de um mercado de energia elétrica, no qual o preço reflete o equilíbrio entre oferta e demanda. De acordo com as normas atualmente em vigor, um grande número de consumidores, representando uma parcela significativa do mercado de energia elétrica, já tem o direito de escolher seu provedor de energia elétrica. Entretanto, pouquíssimos deles exerceram este direito na prática. Os principais obstáculos identificados para a efetiva liberação dos consumidores incluem:

• mistura dos componentes de “energia” e “fio” das tarifa das distribuidoras, que dificulta a avaliação das vantagens e desvantagens de se tornar um consumidor livre;

• falta de regras claras quanto à oportunidade de saída e eventual regresso ao regime de tarifas reguladas.

Buscou-se então promover mudanças na legislação com o objetivo de atenuar estes obstáculos. 3.3.2 Ações A ANEEL colocou em Audiência Pública três minutas de Resolução cujas proposições principais são as seguintes: • explicitar os custos de “energia” e “fio” nos contratos entre consumidor e

fornecedor – ver seção 8.5, “Abertura das tarifas de distribuição”. • permitir um aumento do número de consumidores potencialmente livres - (a) os

consumidores do grupo “A” com demanda maior ou igual a 1 MW poderão tornar-se livres a partir de 1o de julho de 2004; (b) a partir de 1o de julho de 2005, os com qualquer demanda deste grupo.

• regulamentar os prazos dos contratos de compra de energia – (a) 1 ano para consumidores com demanda contratada até 1 MW; (b) 2 anos para consumidores com demanda contratada entre 1 e 5 MW; (c) 3 anos para consumidores com demanda contratada entre 5 e 10 MW; (d) 4 anos para consumidores com demanda contratada maior que 10 MW.

• regulamentar os prazos para o regresso a tarifas reguladas - o consumidor que quiser retornar às tarifas reguladas deverá comunicar à distribuidora sua intenção com antecedência mínima igual aos prazos fixados para os contratos de compra de energia apresentados acima.


• regulamentar as condições para a substituição dos contratos de fornecimento entre consumidores do grupo “A” e concessionárias de serviço público federal de geração - estes contratos deverão ser substituídos por contratos do mesmo tipo de contrato apresentado na seção 8.5; propõe-se também a regulamentação da forma como as concessionárias federais de geração poderão vender energia diretamente a consumidores finais.

3.3.3 Instrumentos legais • Medida Provisória Nº 64 de 26 de agosto de 2002 • Resolução do CNPE Nº 12 de 17 de setembro de 2002 • Minuta de Resolução ANEEL (estabelece condições para a contratação de energia

por consumidores classificados no Grupo "A"), em audiência pública desde 31 de outubro de 2002

• Minuta de Resolução ANEEL (estabelece procedimentos para a determinação das tarifas de energia elétrica de concessionária ou permissionária de serviço público de distribuição), em audiência pública desde 5 de novembro de 2002

• Minuta de Resolução ANEEL (estabelece procedimentos para determinação dos preços dos contratos de compra de energia elétrica dos consumidores finais das concessionárias de serviço público de geração), em audiência pública desde 5 de novembro de 2002

• Decreto Nº 4.413/2002 As Audiências Públicas referentes às minutas de Resolução deverão estar concluídas até o final de novembro de 2002. 3.4 Tributação no MAE 3.4.1 Objetivos O Relatório de Progresso Nº 2 indicou que o arcabouço tributário do setor de energia elétrica deve ser objeto de análise mais acurada. Em particular, com a desverticalização das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, seria suprimida a sistemática de diferimento adotada no modelo anterior, ocorrendo incidência tributária em cada etapa da cadeia. Foi conferida particular importância e urgência à sistemática de tributação das operações do Mercado Atacadista de Energia – MAE, tendo em vista a ocorrência da liquidação das diferenças acumuladas desde setembro de 2000, prevista para 22 de novembro deste ano. 3.4.2 Análise da estrutura tributária do MAE Foi realizada uma análise da estrutura de tributação do MAE, que teve como escopo: • aperfeiçoar e aprofundar o conhecimento das operações realizadas no MAE; • analisar o impacto tributário da legislação em vigor sobre o processo de

comercialização de energia no MAE, particularmente quanto ao PIS/COFINS;


• avaliar proposições alternativas de tributação e sugerir modificações na legislação em vigor que atendessem tanto a princípios racionais de tributação do setor quanto aos níveis considerados adequados de arrecadação desses tributos.

Apresenta-se a seguir os principais resultados desta análise. Inicialmente, o MAE apresentou ao Governo Federal uma nota técnica elaborada por consultoria jurídica, especializada na área tributária, detalhando aspectos considerados relevantes à análise da tributação deste mercado: • definição dos agentes participantes do mercado; • tipos de contratos que podem ser negociados; • caráter “multilateral” das operações de compra e venda de energia elétrica; • impossibilidade de identificação dos agentes compradores e vendedores de

energia elétrica e do respectivo Estado de origem a cada operação realizada; • o fato das operações efetivadas demonstrarem apenas o fluxo financeiro

(indicando agentes credores e devedores do mercado), não identificando o fluxo físico da energia transacionada;

• perfil essencialmente de curto prazo das operações; • formas de contabilização e liquidação das operações; • natureza jurídica das operações do MAE; • proposta de sistemática a ser adotada para a arrecadação de tributos federais

(PIS/COFINS) e estaduais (ICMS), com sugestões para o cumprimento das obrigações tributárias principal e acessória.

No que tange à incidência de PIS/COFINS sobre as operações do MAE, a aludida nota técnica observa: “para que as contribuições para o PIS e para a COFINS incidam somente sobre as receitas decorrentes da energia elétrica efetivamente fornecida no mercado de curto prazo, tais contribuições devem ser calculadas sobre o resultado positivo apurado pelos agentes no referido mercado, correspondente ao crédito que lhes é atribuído pelo MAE”. Sobre o cumprimento das obrigações tributárias acessórias, sugere-se o seguinte: “os créditos e débitos registrados pelos agentes em razão das operações realizadas no mercado de curto prazo podem ser formalizados por meio de documento fiscal a ser emitido pelo MAE, por meio do qual sejam indicados o agente envolvido e o valor do crédito ou do débito correspondente às operações realizadas no citado mercado em um determinado período de apuração”. As informações apresentadas pelo MAE foram objeto de exaustiva análise em reuniões realizadas com representantes das seguintes instituições: MAE, MME, AGU, Ministério da Fazenda (SPE e SRF), BNDES e Ministério do Planejamento. Considerando-se que a legislação em vigor referente ao PIS/COFINS não se adequava às peculiaridades de funcionamento do MAE, foram analisadas e sugeridas alternativas, com o objetivo de assegurar que esses tributos tenham como base de incidência a energia efetivamente fornecida ao mercado de curto prazo. Houve consenso de que a base de tributação do PIS/COFINS corresponde, de fato, ao denominado “resultado positivo”, então definido como o crédito atribuído pelo MAE


a cada um dos agentes que tenham efetivamente fornecido energia ao mercado de curto prazo, no período de apuração mensal. O resultado positivo decorre do confronto das sobras e déficits de energia elétrica no decorrer do período de apuração, registradas pelos agentes, em relação ao montante de energia contratado. Tal confronto é realizado em bases mensais por meio dos instrumentos de medição adotados pelo MAE. Quanto às questões referentes ao ICMS, concluiu-se que as modificações propostas passam necessariamente pela celebração de convênio CONFAZ, razão pela qual deverão ser submetidas àquele fórum no período subseqüente. 3.4.3 Instrumentos legais A Medida Provisória Nº 66, de 29 de agosto de 2002, autoriza os agentes do MAE a optarem por regime especial de tributação relativo às contribuições para o PIS/PASEP e para a COFINS, mediante comunicação à Secretaria da Receita Federal. Foi estabelecido que a opção pelo regime especial somente produzirá efeitos em relação a fatos geradores ocorridos a partir do mês subseqüente ao do exercício da opção. Para fins do regime especial de que trata o artigo 32 da MP 66/02, considera-se receita bruta auferida nas operações de compra e venda de energia elétrica no MAE os resultados positivos apurados mensalmente pela pessoa jurídica optante. Na determinação da base de cálculo da contribuição para o PIS/PASEP e para a COFINS, são autorizadas deduções de valores correspondentes a ajustes de contabilizações encerradas de operações de compra e venda de energia elétrica, realizadas no âmbito do MAE, quando decorrentes de: • decisão proferida em processo de solução de conflitos, no âmbito do MAE, da

ANEEL ou em processo de arbitragem; • Resolução da ANEEL; • decisão proferida no âmbito do Poder Judiciário, transitada em julgado. Autoriza-se, ainda, a dedução da base de cálculo do PIS/COFINS referente ao valor da receita auferida com a venda compulsória de energia elétrica por meio do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE. Quanto aos fatos geradores ocorridos até 31 de agosto de 2002, no âmbito das operações realizadas no MAE, a MP 66/02 determina que o pagamento dos valores devidos correspondentes à COFINS e ao PIS/PASEP poderia ser efetuado com dispensa de multa e de juros moratórios, em parcela única, até o último dia útil do mês de setembro de 2002. A Instrução Normativa SRF nº 199, de 12 de setembro de 2002, estabeleceu a regulamentação dos dispositivos da MP 66/02, especificamente no que tange à incidência da contribuição para o PIS/PASEP e COFINS sobre as receitas auferidas no âmbito do MAE.


3.5 Aperfeiçoamento das regras do MAE (26) 3.5.1 Objetivo O objetivo central deste tópico é propor diretrizes para aperfeiçoamento das regras do MAE, como sugerido no Relatório de Progresso Nº 2. 3.5.2 Premissa - prioridade para funcionamento do MAE É consenso entre os agentes que, neste momento, o requisito essencial para o funcionamento do MAE está no processo de liquidação financeira das operações de compra e venda de energia elétrica, aplicando as regras vigentes. Esta liquidação, prevista para 22 de novembro, tem prioridade, no atual momento, sobre qualquer atividade de aprimoramento das Regras de Mercado. Desta forma, os demais tópicos relacionados a este tema representam produtos e atividades a serem executadas a curto, médio e longo prazos. 3.5.3 Atividades propostas Resume-se a seguir algumas das atividades propostas, que estão detalhadas no documento Relatório Final (06.11.02) - Aperfeiçoamento das regras do MAE – GT3: 1. clareza das regras de mercado – foram propostas as seguintes atividades

mitigatórias: (i) Revisão do conjunto de atividades, regras e procedimentos; (ii) Produção de documentos pedagógicos e explicativos contemplando uma visão geral do setor elétrico, síntese do aparato regulatório, funcionamento do mercado e regras específicas do MAE; (iii) Capacitação de pessoal visando a formação de novas competências no âmbito das organizações de governo e empresas; (iv) Melhoria no sistema de atendimento aos clientes; (v) Disseminação dos conhecimentos sobre o funcionamento do mercado.

2. tratamento das perdas nos contratos iniciais - as perdas consideradas nos Contratos Iniciais são menores do que as perdas reais, trazendo como conseqüência um tratamento diferenciado para as usinas no MRE associadas a estes contratos. Este problema será mitigado com a liberação gradual dos Contratos Iniciais, em conjunto com a introdução dos fatores de perdas, a qual é discutida a seguir.

3. fatores de perdas locacionais - este tema é um elemento essencial para sinalizar a expansão dos sistemas na rede elétrica e para a negociação dos contratos entre os agentes. A Resolução ANEEL Nº 446, de 22 de agosto de 2002, define que o MAE e o ONS têm a responsabilidade de apresentar o mecanismo para cálculo dos fatores de perdas, aplicáveis à geração e consumo verificados. A metodologia ora em elaboração propõe que este cálculo das perdas seja executado com a mesma freqüência do cálculo de preços. Entretanto, como discutido na seção 6.2, há preocupação de que isto introduza uma volatilidade excessiva nos fluxos comerciais dos agentes.

4. modulação dentro das regras do MAE - o processo atual aumenta a complexidade das regras, sem necessariamente proporcionar ganhos de eficiência ou maior competição. Este assunto já foi tratado pelo MAE junto a ANEEL e agentes.


5. excedente financeiro (“surplus”) - as questões referentes ao excedente financeiro já estão sendo detalhadas no âmbito do MAE, juntamente com outros assuntos integrantes da Resolução ANEEL Nº 446/2002.

6. inconsistência na contabilização das operações de compra/venda - este tópico, objeto do Documento L do Relatório de Progresso Nº 2, da GCE, será analisado com maior profundidade pelo MAE e ANEEL.

7. indisponibilidade de usinas do MRE - a disponibilidade das usinas no âmbito do MRE deve manter compatibilidade com sua energia assegurada. Esta metodologia deverá ser elaborada em conjunto pelo MAE e ONS para aprovação da ANEEL.

8. monitoramento de mercado – estão sendo estudados no âmbito do MAE mecanismos de fiscalização das condutas anticompetitivas dos agentes (Resolução ANEEL Nº 446/2002 – Art. 2.º - inciso III).

9. dupla contabilização - pela Resolução ANEEL Nº 446/2002, a partir de janeiro de 2004 os preços e quantidades deverão ser calculadas ex-ante e ex-post em períodos de apuração de no máximo uma hora, por sub-mercado. Recomenda-se uma profunda análise quanto ao desempenho esperado da dupla contabilização, em particular no que se refere ao mecanismo de oferta de preços.

10. Eecargo de capacidade - como discutido na seção 4.6, que trata do estímulo à expansão da capacidade de suprimento de ponta, este trabalho está sob a responsabilidade da ANEEL, segundo os termos da Resolução ANEEL Nº 446/2002.

3.5.4 Instrumentos legais Em termos de instrumentos legais, o documento básico é a Resolução ANEEL Nº 446, de 22 de agosto de 2002, que indica as próximas etapas de aperfeiçoamento das Regras do MAE. Afora este instrumento legal, os documentos básicos resultantes das atividades propostas serão versões sucessivamente mais aperfeiçoadas das Regras do MAE, e sua respectiva homologação pela ANEEL. 3.6 Aperfeiçoamento do processo de definição de submercados (27) 3.6.1 Objetivo Definição de uma sistemática que levasse à identificação de sub-mercados no MAE e quantificar os impactos, para o sistema elétrico brasileiro, da agregação dos Sul/Sudeste e Norte/Nordeste. 3.6.2 Ações já realizadas • elaboração dos estudos8 com vistas ao atendimento do objetivo acima; • reuniões de discussão dos resultados dos estudos com o MAE, ONS e ANEEL;

8 Disponível no “site” www.energiabrasil.gov.br.


• aprovação dos trabalhos na CGSE e posterior encaminhamento para aprovação no CNPE, o que se deu por meio da Resolução CNPE Nº 6, de 21 de agosto de 2002;

• após a edição de tal Resolução, que estabelece como competência da ANEEL a regulamentação de dois sub-mercados a partir de janeiro de 2003, foram realizadas duas reuniões entre ANEEL, MAE e ONS, onde foram discutidos as mudanças necessárias para tal regulamentação;

• elaboração da Nota Técnica MAE/ONS Nº 001/2002, de 31 de outubro de 2002, respondendo aos diversos pontos levantados pela ANEEL.

3.6.3 Ações previstas • preparação, pela área de mercado da ANEEL de uma Resolução regulamentando o

que foi determinado na Resolução CNPE Nº 6/2002; • aprovação, pela Diretoria da ANEEL da abertura de Audiência Pública, por duas

semanas, para a coleta de contribuições para o aperfeiçoamento da resolução que estará tratando da mudança do número de sub-mercados;

• aprovação, pela Diretoria da ANEEL, até 20 de dezembro de 2002, de Resolução que regulamenta o disposto na Resolução CNPE Nº 6/2002.

3.6.4 Instrumentos legais • Resolução CNPE Nº 6, de 21 de agosto de 2002; e

• Resolução ANEEL, a ser publicada até dezembro de 2002. 3.7 Aperfeiçoamento das regras do MRE (28) 3.7.1 Objetivo Investigar possíveis melhoras no processo de cálculo do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE. 3.7.2 Ações O grupo encarregado do tema concluiu que o procedimento atual é adequado para o funcionamento do sistema. 3.7.3 Instrumentos legais Não são necessários.


4 GARANTIA DE EXPANSÃO DA OFERTA 4.1 Aperfeiçoamentos no Valor Normativo (14) 4.1.1 Objetivo Como enfatizado nos Relatórios de Progresso Nos 2 e 3, o incentivo para a expansão da geração no Brasil provém da disposição a contratar por parte da demanda. Em um ambiente de mercado, o montante (MW médio) e valor (R$/MWh) dos contratos são negociados entre geradores e consumidores. No caso de consumidores livres, há plena liberdade para a negociação dos contratos. Já quando se trata de consumidores cativos, caso em que a distribuidora negocia com o gerador e pode repassar os custos do contrato para os clientes, o regulador deve se assegurar de que não há abuso de poder de mercado. Este abuso ocorreria, por exemplo, se a distribuidora oferecesse condições contratuais excessivamente vantajosas para os consumidores livres, de modo atraí-los como seus clientes, e compensasse a perda de receita aumentando os montantes de repasses para seus consumidores cativos. Em muitos países, este controle é feito através de um “teto” no repasse do preço da energia para os consumidores cativos. Este teto tipicamente corresponde a uma referência do preço de energia de mercado (“benchmark prices for the electricity market”), por exemplo a média dos preços da energia no mercado de curto prazo. A Lei 9.648, de 27 de maio de 1998, estabelece que a ANEEL é responsável pela determinação do teto de repasse, conhecido como Valor Normativo – VN. Entretanto, dado que não havia em 1998 um mercado devidamente funcionando para formação de preços, a ANEEL adotou, em caráter provisório, um valor relacionado com o custo marginal de expansão do sistema. Conforme descrito nos Relatórios de Progresso Nºs 2 e 3, foram identificadas oportunidades de aperfeiçoamento no cálculo e na aplicação do VN, visando proporcionar uma maior transparência na formação do mesmo, e promover paulatinamente a incorporação de referências de mercado, conforme o objetivo original da ANEEL. 4.1.2 Ações visando maior transparência na formação do VN • Publicação da Resolução ANEEL Nº 248, de 6 de maio de 2002, a qual substituiu

o conjunto de valores normativos até então vigente, cada um correspondendo a uma fonte de energia, por uma filosofia de um valor unificado para VN, calculado com base no valor do custo médio da fonte mais competitiva;

• Elaboração de uma nova planilha de cálculo do Valor Normativo, considerando apenas a estrutura de custos e financiamento da fonte mais competitiva;

• Definição de uma nova sistemática de repasse dos custos da energia contratada. O repasse destes custos, que anteriormente poderia exceder o VN, passou a ser limitado ao próprio VN; e

• Alterações no formato do incentivo para compras a valores abaixo do VN.


4.1.3 Ações de transição • Edição da Resolução CNPE Nº 7, de 21 de agosto de 2002, que determinou à

ANEEL a prorrogação do prazo de vigência dos Valores Normativos vigentes antes da Resolução ANEEL Nº 248/2002, desde que atendidas algumas exigências relativamente à implantação de empreendimentos; e

• Publicação da Resolução ANEEL Nº 488, de 29 de agosto de 2002, que regulamentou o disposto na Resolução CNPE Nº 7/2002.

4.1.4 Ações visando introduzir referências de mercado Realização de leilões de compra de energia por parte das distribuidoras, discutido na próxima seção. 4.1.5 Instrumentos Legais • Resolução ANEEL Nº 248, de 06 de maio de 2002;

• Resolução CNPE Nº 07, de 21 de agosto de 2002;

• Resolução ANEEL Nº 487, de 29 de agosto de 2002;

• Resolução ANEEL Nº 488, de 29 de agosto de 2002;

• Medida Provisória Nº 64, de 26 de agosto de 2002. 4.2 Regulamentação dos leilões de compra de energia 4.2.1 Objetivo Os leilões de compra de energia por parte das distribuidoras foram introduzidos pela Medida Provisória Nº 64, de 26 de agosto de 2002. Eles têm como objetivos principais: • tornar mais transparente o processo de contratação de energia;

• reduzir os custos de energia para os consumidores cativos, através de um processo competitivo de contratação; e

• criar referências de mercado para o preço da energia, permitindo o aperfeiçoamento gradual do VN (ver seção anterior).

Além destes objetivos iniciais, a regulamentação dos leilões constituiu uma oportunidade de criar mecanismos de incentivo à expansão da oferta, conforme apresentado na seção 4.4. 4.2.2 Ações Foi elaborada uma proposta de regulamentação dos leilões de compra, a ser encaminhada ao CNPE, cujos principais pontos são apresentados na seção 4.4. Dentre outros pontos, a proposta compatibiliza a participação de geradoras federais nestes leilões.


4.2.3 Instrumentos legais O art. 4º da Medida Provisória Nº 64, de 26 de agosto de 2002, que estabelece em caráter compulsório a licitação da compra de energia por meio de leilões de contratos de energia de longo prazo por parte das concessionárias de distribuição. 4.3 Exigências de contratação bilateral 4.3.1 Objetivo Como enfatizado nos Relatórios de Progresso anteriores, uma característica básica do sistema elétrico brasileiro, que permeia e condiciona qualquer proposta de modelo comercial, é o fato de que os preços do mercado de curto prazo não são capazes de induzir, por si sós, a adequada expansão da oferta de energia9. Neste ambiente, uma usina nova só será construída se houver um contrato de longo prazo, denominado PPA10, que garanta a compra de sua energia a um preço compatível com seu custo. Por sua vez, os agentes de consumo devem estar dispostos a firmar este tipo de contrato, como proteção contra os períodos em que os preços da energia no mercado de curto prazo atingem valores insuportáveis. Em suma, a expansão estrutural da oferta no sistema brasileiro é sustentada por dois componentes interligados: • a disposição dos agentes responsáveis pelo consumo a firmar contratos de longo

prazo de compra de energia; • o respaldo físico destes contratos por uma capacidade equivalente de produzir

energia de forma sustentável. 4.3.2 Ações Foi editada a Resolução ANEEL Nº 511, de 12 de setembro de 2002, que estabelece que: • a cada período de apuração do MAE, pelo menos 95% do consumo de energia sob

responsabilidade de qualquer agente do mesmo deverá estar respaldado em contratos11 ou em recursos próprios de geração;

9 Também como detalhado anteriormente, a causa deste fenômeno é a alta volatilidade dos preços na escala temporal de meses e mesmo anos. Esta volatilidade atua como um “ruído” que se sobrepõe ao sinal estrutural de excesso ou carência de oferta em relação à demanda. A magnitude e a escala temporal deste “ruído” impedem que os preços de curto prazo induzam investimentos em nova oferta. Na prática, os preços de curto prazo tendem a permanecer longos períodos (às vezes até anos seguidos) com valores muito baixos. Estes períodos de preços baixos são entremeados por episódios mais curtos - mas ainda assim com duração de meses seguidos - nos quais os preços atingem valores extremamente altos. Os longos períodos de preços baixos tornam praticamente impossível amortizar uma nova usina com o rendimento no mercado de curto prazo. 10 Abreviatura de “Power Purchase Agreement”. 11 Conforme já explicado, os contratos só são considerados válidos se tiverem respaldo físico de geração.


• no caso da energia comercializada por agentes, pelo menos 85% tem que estar respaldada por geração própria ou por contratos de prazo igual ou maior do que dois anos;

• são previstas penalidades para o descumprimento destas regras. 4.3.3 Instrumentos legais Resolução ANEEL Nº 511, de 12 de setembro de 2002. 4.4 Regras de contratação para expansão 4.4.1 Objetivo Embora o limite mínimo de contratação apresentado na seção precedente seja importante para a estabilidade financeira dos geradores existente, ele por si só não garante a expansão do sistema, em particular quando há incertezas substanciais quanto à evolução da demanda. A razão é que há uma assimetria nos incentivos à contratação por parte das distribuidoras: de um lado, podem estar sub-contratadas em até 5% sem qualquer penalização12; de outro, elas são penalizadas por qualquer montante de sobre-contratação. Devido a isto, foi proposto o estabelecimento de regras de contratação adicionais, em particular que estimulem a realização de contratação de energia nova com antecedência de quatro anos. A regulamentação dos leilões de compra de energia por parte das concessionárias de distribuição foi vista como a forma mais natural de proporcionar este incentivo, motivo pelo qual os pontos principais desta regulamentação são apresentados nesta seção, e não na seção 4.2. Na verdade, os três temas – regulamentação dos leilões de compra das concessionárias de distribuição, exigências de contratação bilateral, e incentivos à expansão da oferta – devem necessariamente ter um tratamento conjunto, e esta seção apresenta, além do incentivo à contratação em si, esta parcela de tratamento conjunto. 4.4.2 Alternativas de contratação Foram realizadas reuniões sobre o tema “incentivo à expansão da oferta” com representantes de associações dos agentes. A partir destas reuniões, foram desenvolvidas quatro alternativas para incentivo à expansão da oferta. Cada alternativa foi caracterizada pelos seguintes atributos: • obrigações para os agentes; • penalidades; • estímulos à expansão; e • mecanismos de ajuste entre oferta e demanda em nível de agente.

12 À exceção da ocorrência de preços elevados no MAE, cujo excesso em relação a VN não pode ser repassado.


A seguir, as alternativas foram comparadas levando em conta os seguintes índices: • incentivo efetivo à expansão; • grau de dificuldade de implantação da alternativa, incluindo instrumentos legais; • grau de afastamento do modelo de mercado; • alocação apropriada de riscos e ônus; • simplicidade de implementação/operacionalização; • adequação da sinalização econômica; e • flexibilidade (i.e, facilidade para uma eventual correção de rumo caso a alternativa

se revele inadequada no futuro) Considerando todos os aspectos, a escolha recaiu sobre a proposta denominada Alternativa III, cujas características principais estão resumidas no item 4.4.3 a seguir. Os principais motivos que levaram a esta escolha (i.e, pontos “fortes” da alternativa em relação às demais) foram: (i) ser a alternativa mais simples de implantar; (ii) criar uma parcela do mercado “fechada”, permitindo que esta parcela seja atendida somente por contratos de longo prazo para a energia nova, o que viabiliza novos empreendimentos; e (iii) permite uma evolução no futuro para outros arranjos sem maiores dificuldades. O documento Relatório Final (31.10.02) – Expansão da geração de energia elétrica - GT5 apresenta uma descrição detalhada das alternativas e do processo de escolha. 4.4.3 Alternativa recomendada A proposta de regulamentação está consubstanciada numa proposta de Resolução que será encaminhada ao CNPE. Seus principais pontos são: • manutenção das atuais regras de contratação mínima;

• exigência de que no máximo 5% dos requisitos de energia das empresas concessionárias de distribuição sejam adquiridos no MAE ou através de contratos bilaterais de curto prazo firmados fora dos leilões de compra;

• exigência de que todo contrato com duração maior ou igual a seis meses seja licitado por intermédio de leilões de compra;

• especificação de dois produtos padronizados, denominados “Energia de Base” e “Energia Flexível”, que facilitam a criação no futuro de um mercado secundário;

• realização de leilões periódicos para aquisição de energia através de contratos padronizados com duração de seis meses a dois anos, e início defasado de até dois anos em relação à data do leilão;

• realização semestral de um leilão exclusivamente para a compra de contratos de dez anos com início no quinto ano a partir da data do leilão, no qual só pode participar energia cujo lastro físico de geração ainda não existe, e só estará operacional no mínimo dois anos após a realização do leilão. As concessionárias de distribuição são obrigadas a adquirir nestes leilões, em cada ano, um montante de energia equivalente a no mínimo 5% de seu requisito nos 12 meses precedentes; e


• exigência de contratos de garantia de desempenho para assegurar que os projetos que respaldam a energia contratada em leilões exclusivos efetivamente entrarão em operação nas datas programadas.

4.4.4 Instrumentos legais Minuta de Resolução a ser encaminhada ao CNPE. 4.5 Revisão das energias asseguradas (11) 4.5.1 Objetivo O certificado de energia assegurada (CEA) de uma usina hidrelétrica é um parâmetro de grande importância comercial, pois determina o nível de participação da mesma no Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, o que por sua vez está diretamente relacionado com o fluxo de pagamentos à usina no mercado de energia13. Entretanto, o CEA tem uma importância ainda maior para a confiabilidade de atendimento ao consumo de energia. A razão é que a oferta total de geração (em termos de MW médio de energia assegurada) tende a ser igual à demanda média do sistema (em MW médio) a cada ano14. Se a capacidade física de produção sustentada destas usinas não corresponder de fato ao indicado comercialmente pelos respectivos CEAs, o risco de racionamento será superior ao projetado pelos estudos de planejamento. É portanto de grande importância para o funcionamento adequado do sistema que os CEAs reflitam da maneira mais realista possível a capacidade efetiva de produção sustentada das usinas hidrelétricas. O equacionamento desta questão a curto prazo é também importante porque o CEA é revisado a cada cinco anos15, num processo coordenado pela ANEEL. A primeira revisão, para a grande maioria das usinas hidrelétricas, ocorrerá em 2003. Isto permite que os benefícios resultantes de aperfeiçoamentos metodológicos e ajustes nos CEAs tenham efeito num prazo relativamente curto, e dentro do marco legal/regulatório vigente. 4.5.2 Ações 4.5.2.1 Análise de alternativas metodológicas Foram discutidas e analisadas vantagens e desvantagens de diferentes combinações entre metodologias e critérios de cálculo de energia assegurada, incluindo: • sistema com usinas hidrelétricas e térmicas (configuração hidrotérmica) ou

somente com hidrelétricas (configuração hidroelétrica); 13 O Relatório de Progresso Nº 2 descreve as bases do funcionamento do MRE. 14 Ver seção 4.3, “exigências de contratação bilateral”, onde se descreve a relação entre contrato bilateral e respaldo físico. 15 De acordo com a regulamentação, o CEA pode ser reduzido em até 5% numa dada revisão. A redução total ao longo do período de concessão não pode exceder 10%.


• séries históricas ou séries sintéticas de vazões naturais; • consideração ou não de limites de intercâmbio; • certificados de energia obtidos pelo acréscimo de energia devido a entrada da

usina (próxima adição) ou geração local da usina no período critico; • configuração dinâmica, que leva em conta o crescimento da demanda e a entrada

de novos equipamentos ao longo do tempo, ou estática, onde não se leva em consideração a evolução temporal das configurações de oferta e demanda.

Os critérios de avaliação destas metodologias incluíram o realismo na representação da operação do sistema hidrelétrico, e a simplicidade e transparência do procedimento de cálculo. Não foram consideradas as questões relacionadas à atualização dos dados de entrada usados no cálculo de energia assegurada como, por exemplo, a série de vazões afluentes, a eficiência do conjunto turbina-gerador, a quantidade de turbinas, a curva cota-volume, etc. Estas são tarefas permanentes, a serem executadas pelas empresas do setor, pela ANEEL, ANA e ONS. 4.5.2.2 Proposta de aperfeiçoamento de critérios Foi encaminhada uma contribuição técnica individual16 com as seguintes propostas: 1. proposta de metodologia de determinação do CEA com base na série histórica

(energia firme) e configuração puramente hidrelétrica e estática. Para o cálculo dos certificados, foi sugerido o uso de um modelo de otimização que representa de maneira detalhada aspectos da operação hidrelétrica (balanço hídrico, coeficientes de produção variáveis com o armazenamento, variação do canal de fuga com a vazão defluente, variação da evaporação com a área do reservatório etc.), além de restrições de transmissão.

2. caso se mantenha o critério probabilístico, propõe-se que a nova metodologia de cálculo de energia assegurada incorpore como critério suplementar o de não levar a falhas no caso de ocorrência da seca mais severa do histórico. Esta proposta foi respaldada nos resultados de um estudo de caso com o sistema brasileiro, também incluído na contribuição técnica, que indicaria que a energia firme total do Brasil seria inferior à assegurada total.

3. proposta de procedimento de ajuste nos CEAs na ocorrência de usos múltiplos da água, que reduzem a capacidade de geração hidrelétrica. A implementação de um ajuste deste tipo é considerada de grande importância, devido à diretriz de se otimizar o uso múltiplo dos recursos hídricos de uma bacia através de um processo de gerência integrada dos mesmos.

Devido às restrições de tempo para a finalização dos trabalhos relativos ao presente Relatório de Progresso, não houve oportunidade para discussão em profundidade, por parte dos especialistas participantes deste grupo, desta contribuição técnica e respectivas propostas. Entretanto, devido à importância do tema, a CGSE decidiu encaminhar a contribuição para análise por parte do CNPE.

16 J.Kelman, “Metodologia de cálculo da energia firme de sistemas hidrelétricos levando em consideração usos múltiplos da água”, Nota Técnica, 2002 – disponível como documentação de suporte do Relatório de Progresso Nº 4 no site www.energiabrasil.gov.br.


4.5.3 Recomendações No que se refere às metodologias de cálculo do CEA, recomenda-se que a ANEEL dê continuidade à análise do assunto, com conclusão em 2003, enfocando, mas não se limitando, aos seguintes aspectos: • representação hidrotérmica do sistema; • atualização de dados e parâmetros; • definição do modelo de simulação/otimização; • vantagens e desvantagens de metodologias determinísticas e probabilísticas; • representação do efeito de usos múltiplos e restrições de transmissão. No que se refere à contribuição técnica mencionada acima, a CGSE constatou que as medidas propostas representam uma mudança nos critério de confiabilidade de suprimento, as quais requerem orientação de política energética. Recomenda-se portanto que o tema de aperfeiçoamento dos critérios de suprimento, tendo como contribuição inicial o trabalho encaminhado, seja analisado pelo CNPE. 4.6 Estímulo à expansão da capacidade de suprimento de ponta (23) 4.6.1 Objetivo O Relatório de Progresso N° 2 discutiu a possibilidade do sistema elétrico brasileiro enfrentar problemas de suprimento de ponta a médio prazo, em função da falta de incentivos para a instalação deste tipo de equipamento, em particular o encargo por capacidade (pagamento às centrais geradoras pela disponibilidade de potência ao sistema). 4.6.2 Ações A Resolução ANEEL N° 446, de 22 de agosto de 2002, dispõe que a Agência estabelecerá metodologia e procedimentos para a aplicação do encargo de capacidade, com implantação prevista para janeiro de 2004. Este mecanismo, em conjunto com outras medidas, deverá estimular a implantação de capacidade adequada para o suprimento de ponta ao sistema. Tendo em vista que os encargos de capacidade deverão induzir disponibilidade de potência nos pontos do sistema onde houver mais necessidade da mesma, levando em conta simultaneamente os requisitos de áreas localizadas e sistêmicos, sugere-se a participação do ONS no processo de definição desta metodologia. 4.6.3 Instrumento legal Resolução ANEEL N° 446, de 22 de agosto de 2002.


4.7 Agilização do processo de licenciamento ambiental (31) 4.7.1 Objetivo No decorrer dos últimos anos o Setor vem realizando esforços para incorporar a dimensão ambiental de modo formal e sistemático no seu planejamento, tendo em vista a utilização mais eficiente dos recursos naturais e a concepção integrada dos empreendimentos, atendendo aos princípios e compromissos em torno do desenvolvimento sustentável. Entretanto, o licenciamento ambiental tem sido motivo de preocupações dos agentes do setor, incluindo: • estudos de impacto ambiental de baixa qualidade e de confiabilidade questionável;

• processos longos e burocratizados de análise por parte dos órgãos ambientais;

• consideração ainda incipiente da variável ambiental no processo decisório do planejamento.

É portanto necessário aprimorar o tratamento da dimensão ambiental, tanto pelo aperfeiçoamento dos estudos ambientais como na agilização dos trâmites administrativos para a obtenção das licenças: 4.7.2 Ações Apresenta-se um resumo das ações tomadas, que estão descritas em detalhe no documento MME “Comitê de Revitalização do Modelo do Setor – GT5”. • assinatura, em março de 2002, de um Termo de Cooperação Técnica entre o

MMA e o MME, com as seguintes ações prioritárias: (a) incorporação de diretrizes ambientais na definição da política energética; (b) aprofundamento e consolidação da dimensão ambiental nas etapas iniciais de planejamento de expansão do Setor; (c) ampliação da participação da sociedade nas discussões dos aspectos ambientais da política de planejamento do setor; (d) definição de estratégias para integração da política e planejamento das áreas de energia e meio ambiente às prioridades e interesses regionais; (e) fortalecimento dos órgãos ambientais para o planejamento e gestão integrada do uso dos recursos ambientais; (f) geração, sistematização e disponibilização de informações; (g) desenvolvimento de metodologias, técnicas e procedimentos para a abordagem ambiental no planejamento, implantação e operação de usinas termelétricas; (h) desenvolvimento e implementação de programas de monitoramento e controle ambiental na gestão dos empreendimentos do setor;

• assinatura de convênios de cooperação técnica entre a ANEEL, os órgãos ambientais estaduais e o IBAMA, tendo como um dos principais objetivos facilitar o processo de licenciamento de projetos de geração e transmissão de energia elétrica, através da capacitação dos órgãos ambientais;

• realização do Workshop “Aspectos Ambientais na Expansão da Oferta de Energia Elétrica”, em outubro de 2002, com o objetivo de: (i) conhecer a visão dos agentes do Setor Elétrico, agentes reguladores e financiadores, e entidades federais e estaduais de meio ambiente; (ii) promover reflexões sobre os aspectos ambientais


associados à expansão da oferta de energia elétrica; e (iii) colher sugestões para a melhoria da qualidade do processo de licenciamento ambiental;

• preparação de minuta Resolução CNPE que determina que os projetos a serem licitados deverão já dispor da Licença Prévia no órgão ambiental competente.

4.7.3 Diretrizes para consideração dos aspectos ambientais na expansão • promover a consolidação das regras e procedimentos para atuação dos agentes

reguladores e órgãos de licenciamento, bem como para orientação aos empreendedores (sobretudo para a elaboração de termos de referência e definição clara e realista de prazos e exigências para os empreendimentos);

• promover maior utilização de instrumentos inovadores de gestão ambiental, tais como a Avaliação Ambiental Estratégica - AAE e os diversos instrumentos de zoneamento, em todas as etapas de planejamento;

• promover a participação dos órgãos envolvidos direta ou indiretamente no processo de licenciamento, desde o início do ciclo de planejamento do setor elétrico;

• envidar esforços, em conjunto com a área de meio ambiente, para promover com a urgência possível, o ordenamento das disposições legais e normativas relativas aos aspectos ambientais.

4.7.4 Instrumentos legais Convênios e Resoluções mencionados no texto.


5 MONITORAÇÃO DA CONFIABILIDADE DE SUPRIMENTO 5.1 Procedimentos de alerta quanto a dificuldades de suprimento (21) 5.1.1 Objetivo A necessidade de se definir uma cadeia de procedimentos e responsabilidades para sinalização de dificuldades de suprimento já havia sido constatada pela Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica, de cujo relatório constam os seguintes comentários: (i) “O fluxo de informação entre o ONS, ANEEL, MME e Presidência da República foi inadequado para transmitir ao alto escalão do Governo qual o risco e qual a severidade da crise de suprimento que se avizinhava”; (ii) “A ausência de um plano alternativo sobre o que fazer em situações hidrológicas adversas (Plano B), contribuiu para o adiamento e a lentidão de decisões, agravando a profundidade do racionamento de energia.” O objetivo básico deste tópico foi portanto o de promover as ações necessárias para desenvolvimento de sinais de alerta a situações de insuficiência de oferta de energia elétrica. 5.1.2 Ações A primeira ação foi definir claramente a responsabilidade do governo. O Decreto N° 4.261, de 6 de junho de 2002, estabelece que “compete ao Ministério de Minas e Energia zelar pelo equilíbrio conjuntural e estrutural entre a oferta e a demanda de energia elétrica no País”. O mesmo Decreto estabelece a cadeia de responsabilidades: (i) o MME “estabelecerá sistema de alerta que permita identificar, com a antecedência necessária, riscos não aceitáveis de insuficiência de oferta de energia elétrica; (ii) “identificados os riscos, o MME deverá propor ao CNPE programa de ação com vistas a reduzir tais riscos aos níveis aceitáveis.”; e (iii) “aprovado pelo CNPE, o programa de ação [...]”. Das definições anteriores, fica estabelecida a necessidade de definir sinais de alerta que caracterizem desequilíbrios conjunturais e estruturais entre oferta e demanda, e ações a tomar no caso de sua ocorrência, procurando incorporar a experiência adquirida na crise de 2001. Apresenta-se a seguir um resumo das propostas para a implementação destes sinais, que estão descritas em detalhe no documento Relatório Final (06.11.02) – Sinais de alerta quanto a dificuldade de suprimento em curto prazo – GT4. 5.1.2.1 Arranjos institucional e funcional Propõe-se que o ONS e o CCPE façam o monitoramento dos indicadores de risco de desabastecimento de energia elétrica, o primeiro sob a ótica do planejamento da operação e o segundo, do planejamento da expansão. A cada quatro meses, o ONS e o CCPE prepararão relatórios de monitoramento do sistema. Estes relatórios serão enviados ao MME, a quem caberá fazer sua


consolidação, análise e propor o encaminhamento17 ao CNPE, instruindo-o sobre os problemas encontrados, bem como possíveis soluções, com vantagens e desvantagens. Caberá ao CNPE decidir a melhor solução ou conjunto de soluções. 5.1.2.2 O horizonte de monitoramento Propõe-se um horizonte de cinco anos, dividido em curtíssimo prazo (primeiro ano); curto prazo (segundo ano); e médio prazo (os três anos remanescentes). As análises serão desenvolvidas com base nos seguintes parâmetros: 5.1.2.3 Situações de risco de desabastecimento a serem analisadas Propõe-se analisar três categorias de risco de desabastecimento: (i) atendimento energético; (ii) atendimento da ponta (geração); (iii) atendimento da ponta (rede) e segurança operativa elétrica. • indicadores para o atendimento energético - para o primeiro ano, propõe-se

utilizar dois indicadores: (i) a evolução da energia armazenada nos reservatórios equivalentes; e (ii) o déficit esperado de energia, em relação a uma curva de aversão ao risco. Do segundo ao quinto ano, seriam calculados quatro indicadores: (i) risco de déficit com várias profundidades; (ii) balanço dinâmico; (iii) balanço estático; e (iv) custo marginal de operação.

• indicadores para o atendimento da ponta (geração) - propõe-se utilizar o balanço de ponta determinístico, evoluindo para uma metodologia probabilística.

• indicadores para atendimento da ponta (rede) e segurança operativa elétrica – propõe-se um conjunto de indicadores que permita garantir o atendimento do sistema, em termos de condições de carregamento da rede, e realizar um controle adequado da freqüência, do perfil de tensão e dos níveis de carregamento da transmissão, tanto em regime permanente quanto em regime dinâmico.

5.1.2.4 Medidas corretivas • problemas no balanço energético ou atendimento da ponta - as medidas corretivas

propostas incluem: (i) políticas energéticas, com ou sem estímulos regulatórios associados; (ii) medidas institucionais de conservação de energia e modulação de carga; (iii) leilões de compra de carga; (iv) investimentos de interesse estratégico para o governo, por parte de empresas estatais; (v) “plano de racionamento otimizado”; e (vi) formação de reservas de geração, emergenciais ou estruturais, incluindo a possibilidade de antecipação de obras já iniciadas.

• problemas na segurança operativa elétrica – maiores informações podem ser encontradas no documento MME acima citado.

5.1.3 Cronograma de implementação e trabalhos futuros • recomenda-se que a sistemática sobre sinalização de alerta e o respectivo arranjo

institucional e funcional sejam implementados gradualmente a partir do início de

17 A ANEEL receberia simultaneamente com o MME o relatório produzido pelo ONS. Se desejar, a ANEEL enviará uma Nota Técnica complementar ao MME.


2003. Durante o ano, seria testada a eficácia de cada um dos indicadores propostos e ajustados os parâmetros. A partir de 2004, a sistemática de sinalização estaria operando “em regime permanente”;

• em particular, recomenda-se o detalhamento das diretrizes para o uso dos indicadores, visando dotar o ONS de mecanismos que permitam indicar para o MME e ANEEL a necessidade de ações que visam a garantia do atendimento eletro-energético, dentre as quais destacam-se: (i) implantação de geração da reserva; (ii) decretação do racionamento; e (iii) utilização de políticas operativas em caráter de excepcionalidade;

• o CNPE, na Resolução N° 7, de 5 de dezembro de 2001, criou o grupo CT2, com o objetivo de “propor um plano de contingências para o setor elétrico, com as ações e responsabilidades dos diversos agentes envolvidos na questão bem definidos, para ser aplicado quando o risco de desabastecimento do mercado se tornar elevado”. Considerando-se as propostas deste tema, recomenda-se que: (i) o CT2 do CNPE auxilie o ONS, CCPE e MME nos estudos complementares a serem realizados nos próximos meses e ao longo de 2003; (ii) auxilie o MME na regulamentação do papel que caberá ao CCPE; (iii) dê apoio técnico ao MME na elaboração dos relatórios de avaliação.

5.1.4 Instrumentos legais

• Resolução CNPE; Resoluções ANEEL cobrindo as novas atividades propostas para o ONS, incluindo mudanças nos Procedimentos de Rede; Portaria do MME regulamentando as novas atribuições propostas para o CCPE.

5.2 Supervisão das condições de atendimento a médio prazo (22) Este tema está englobado no item anterior, “Procedimentos de alerta quanto a dificuldades de suprimento”. 5.3 Contratação de geração de reserva (13) 5.3.1 Objetivo O objetivo deste tema é investigar as alternativas de formação de uma reserva que possa servir como um “seguro” coletivo contra riscos de desabastecimento. Foram analisados preliminarmente os seguintes esquemas para formar a reserva de geração: • licitação pública - idealizada, em princípio, para usinas termelétricas, embora

possa ser aplicada para capacidades de reserva de reservatórios de usinas hidrelétricas. Seriam selecionadas as usinas que requererem o menor encargo de capacidade, em licitação pública;

• contratação bilateral ou compra em mercado de reserva de capacidade - no caso das concessionárias distribuidoras, que possuem consumidores cativos, poderia se exigir a realização de licitações para a contratação da capacidade de reserva.

5.3.2 Ações e instrumentos legais

Este tema será detalhado como parte da regulamentação dos “Procedimentos de alerta quanto a dificuldades de suprimento” – seção 5.1.


6 QUESTÕES RELATIVAS À TRANSMISSÃO 6.1 Revisão das tarifas de transmissão (9) 6.1.1 Motivação Os Relatórios de Progresso Nos 2 e 3 recomendaram a revisão do processo de tarifação do uso da transmissão (TUST) com o propósito de intensificar seu sinal locacional. Isto tornaria mais atraentes aos investidores os empreendimentos de geração localizados mais próximos aos centros de carga o que, por sua vez, reduziria os investimentos necessários à expansão da Rede Básica. 6.1.2 Escopo do trabalho No desenvolvimento dos trabalhos, concluiu-se que a questão da tarifação do uso do sistema de transmissão deveria ser tratada de uma forma mais abrangente, não só propondo mecanismos para a intensificação do sinal locacional, mas recomendando sua aplicação somente para os agentes que efetivamente tenham flexibilidade de localização. Também são propostos mecanismos para a estabilização das tarifas de uso, de forma a torná-las mais previsíveis para os agentes. 6.1.3 Proposta de um novo sistema de tarifas Apresenta-se a seguir um resumo da metodologia proposta, que está descrita em detalhe no documento Relatório Final (31.10.02) – Expansão do Sistema de Transmissão – GT6. 6.1.3.1 Diretrizes gerais • a metodologia deve ser de fácil compreensão; o processo de cálculo deve ser

transparente, com acesso a uma base de dados adequada e reprodutibilidade dos resultados;

• a sinalização locacional só deve ser oferecida aos agentes que possuam opções para situar seu empreendimento e deve ocorrer antes de sua decisão quanto à localização; uma vez tomada a decisão, esta sinalização é pouco eficaz. Este ponto é essencial para a entrada de investidores, pois quanto maior a volatilidade dos custos de um empreendimento, menor é o interesse do investidor;

• a TUST deve ser isonômica para os usuários de mesma natureza, e não deve provocar desequilíbrios importantes no ambiente competitivo;

• a arrecadação da TUST deve cobrir a receita global permitida da Rede Básica e os demais custos associados a este tipo de tarifa;

• as tarifas devem induzir os agentes a se localizar em pontos do sistema que levem a uma redução de investimentos futuros na rede;

• os critérios/metodologias de cálculo da TUST devem alocar os custos de transmissão aos agentes que de fato os provocam;


• por serem, em sua essência, conseqüentes de um mecanismo de rateio dos custos associados ao serviço de transmissão, as tarifas não devem provocar créditos financeiros aos agentes pela utilização da Rede Básica.

6.1.3.2 Distribuidores e consumidores livres • estabelecimento de uma TUST média nacional (“selo”) com base na máxima

demanda contratada, sem diferenciação a nível estadual. O montante arrecadado por esta classe não deverá superar 20% da receita autorizada18.

6.1.3.3 Características da nova metodologia - geradores térmicos19 • estabelecimento de TUST com sinalização locacional plena, baseada na

metodologia atual - custos marginais de expansão da rede – ou alternativas avaliadas e aprovadas pela ANEEL;

• eliminação da volatilidade das tarifas através da fixação da TUST para o período de autorização da usina20.

6.1.3.4 Características da nova metodologia - geradores hidráulicos no MRE

• estabelecimento de uma TUST média nacional (“selo”) com base na potência

instalada. Esta medida reduz significativamente a volatilidade para os geradores;

• a arrecadação correspondente a esta TUST cobrirá a diferença entre a receita autorizada e a soma dos recursos arrecadados do setor de consumo e dos agentes com tarifação locacional plena, vistos nos dois itens anteriores.

6.1.3.5 Ajuste para usinas com forte componente de transmissão Alguns aproveitamentos hidrelétricos distantes dos centros de carga têm custos unitários de transmissão associados significativamente maiores que o custo médio referido no item anterior. Para evitar que tais custos sejam integralmente repassados aos demais agentes, recomenda-se a reavaliação do critério de conexão destes empreendimentos, de forma a permitir que os mesmos possam absorver uma parcela do custo de reforço estrutural da Rede Básica. Neste caso, além de se estar preservando os demais agentes, não lhes impondo a totalidade dos custos adicionais motivados pelo novo empreendimento, estará sendo avaliado, de forma mais correta, o efetivo custo do novo aproveitamento (através do cômputo do custo da transmissão associada), o que contribuiria para uma sinalização temporal quanto à atratividade do mesmo.

18 Esta porcentagem poderá ser ajustado após investigações mais detalhadas sobre o efeito locacionall nos agentes de consumo. 19 Também se aplica a agentes importadores/exportadores e geradores baseados em fontes alternativas de energia. 20 O prazo de garantia do valor de TUST poderá ser ajustado após investigações mais detalhadas,, quando então se terá uma idéia mais consolidada da repercussão econômica sobre os agentes.


6.1.3.6 Principais propriedades da nova metodologia • há uma tendência de ocorrer uma maior dispersão das TUST dos agentes sujeitos

à sinalização locacional em relação ao valor médio das mesmas, como conseqüência da intensificação do sinal locacional, aderente às recomendações dos Relatórios de Progresso Nos 2 e 3;

• constata-se uma acentuação da diferença entre os valores médios das tarifas de uso, em termos do equivalente em energia, entre as usinas hidráulicas e térmicas, com a adoção da metodologia proposta. Este ponto também está aderente à recomendação do Relatório de Progresso No 3;

• embora a tarifa de uso das usinas hidráulicas resulte maior que o valor médio das usinas térmicas, a competitividade entre os agentes hidráulicos não é alterada no que se refere aos encargos de uso da transmissão;

• para os demais geradores, assegura-se uma maior previsibilidade de preços;

• a nova proposta metodológica é de fácil entendimento e aplicação, além de assegurar a total recuperação da receita associada aos custos dos serviços de transmissão.

6.1.4 Instrumentos legais e responsabilidades Apresenta-se a seguir algumas questões que devem ser equacionadas para que a metodologia proposta possa ser implantada. • proposta de Resolução ao CNPE - recomenda-se a elaboração de uma resolução a

ser submetida ao CNPE, propondo que a ANEEL aperfeiçoe a metodologia de cálculo das TUST, levando em conta os trabalhos aqui realizados sobre o tema e a repercussão econômica sobre os agentes.

• alteração da Resolução ANEEL 281/99 – qualquer mudança no sistema de tarifação do uso da rede de transmissão requer atualizações na Resolução ANEEL 281/99, que definiu as condições gerais para o acesso à Rede Básica, em diversos pontos relativos à forma de contratação dos agentes e à própria metodologia.

• adequação dos contratos de uso do sistema de transmissão (CUST) – no caso de mudança na tarifação, também seria necessário adequar os CUST em vigor. A forma como os referidos contratos serão adequados poderá influenciar o mecanismo de transição entre o sistema tarifário em vigor e o sistema proposto.

• transição entre o sistema tarifário atual e o novo processo – a transição do sistema tarifário atual para a nova proposta deverá ser regulamentada pela ANEEL considerando os contratos em vigor, as demais recomendações oriundas deste Comitê de Revitalização e o processo de descontratação da energia vinculada aos Contratos Iniciais.

6.2 Rateio de perdas da rede básica de transmissão 6.2.1 Motivação Embora o Comitê de Revitalização não tenha incluído este tema entre os propostos no Relatório de Progresso No 2, o mesmo surgiu como conseqüência dos trabalhos para


revisão das tarifas de transmissão, discutidas na seção anterior. A relevância do tema para definir uma política mais ajustada de rateio das perdas da Rede Básica entre os vários agentes, assim como na utilização ótima da rede na expansão da oferta, justifica o tratamento do assunto no âmbito do Comitê de Revitalização. 6.2.2 Sistema de rateio de perdas 6.2.2.1 Esquema atual No cálculo dos volumes de energia considerados nos Contratos Iniciais, adotaram-se fatores de perdas médios (“selo”) relativos a um “barra de referência” para o qual as perdas totais na Rede Básica são rateadas entre geração e consumo na proporção de 50%-50%. Definiu-se ainda que, as perdas associadas ao sistema tronco (CA/CC) para escoamento da energia gerada na usina de Itaipu seriam atribuídas às empresas das regiões Sul e Sudeste/C.Oeste, proporcionalmente à quota-parte de Itaipu de cada empresa. 6.2.2.2 Esquema proposto A Resolução ANEEL 446/2002 definiu que é de competência do MAE e ONS a responsabilidade de apresentar um novo mecanismo para cálculo dos fatores de perdas, aplicáveis à geração e consumo verificados (ver seção 3.5). A metodologia ora em elaboração propõe que este cálculo das perdas seja executado com a mesma freqüência do cálculo de preços. Entretanto, como discutido a seguir, há preocupação de que isto introduza uma volatilidade nos sinais econômicos. 6.2.3 Propostas para avaliação e aplicação dos fatores de perdas Apresenta-se a seguir um resumo das discussões este tema, que estão detalhadas no documento Relatório Final (31.10.02) - Expansão do sistema de transmissão – GT6. 6.2.3.1 Periodicidade de cálculo dos fatores de ajuste De acordo com a proposta atual do MAE, a aplicação desses fatores seria realizada a cada período de apuração (horário). O documento MME detalhado apresenta uma base para comparação entre as diversas possibilidades de ciclo temporal para avaliação dos fatores de perdas, tendo em vista, essencialmente, a ausência de experiência neste tipo de aplicação, bem como seu impacto nos fluxos financeiros dos agentes e respectivas projeções econômicas. 6.2.3.2 Tratamento dos créditos de perdas no processo do rateio O documento MME detalhado apresenta comentários em relação à vantagens e desvantagens na consideração de créditos de energia a vários agentes em virtude dos mesmos apresentarem “perdas negativas”.


6.2.4 Sugestões Para a implementação de uma nova metodologia de rateio das perdas, é necessário equacionar algumas questões. Discute-se a seguir alguns pontos de maior relevância, detalhados no documento acima citado: • adequação dos contratos em vigor - para adequação dos contratos em vigor, pode-

se adotar uma transição entre a metodologia atualmente utilizada -“selo postal”, e a metodologia proposta, com sinal locacional. Recomenda-se a adoção da mesma regra de transição definida para os Contratos Iniciais.

• mitigação do impacto do novo critério de rateio sobre os agentes já instalados -

para aqueles agentes que já estejam instalados quando da implantação da metodologia e que fiquem expostos a perdas muito superiores à média dos demais agentes, deverão ser previstos pela ANEEL mecanismos que limitem estas perdas, uma vez que a sua decisão de implantação não levou em conta este custo adicional.

• aspectos adicionais:

o constatou-se que os fatores de perdas apresentam uma sensível volatilidade com a hidrologia, afetando o fluxo de caixa dos agentes e a freqüência de seus acessos ao MAE para compensação de contratos.

o verificou-se também uma volatilidade acentuada das perdas atribuídas aos agentes em virtude de alterações nos patamares de carga e nos intercâmbios previstos ao longo do ano.

o recomenda-se que sejam previstas revisões na metodologia proposta, de modo que esta metodologia seja paulatinamente aperfeiçoada, com atenuação da volatilidade e que sejam mais conhecidas suas condicionantes, uma vez que a instabilidade dos fatores pode reduzir o interesse dos investidores.

6.3 Planejamento da rede de transmissão 6.3.1 Desafios do planejamento da expansão da transmissão Devido às suas características - dimensões continentais, aproveitamentos hidráulicos distribuídos no interior do País, centros de carga próximos do litoral – o sistema brasileiro requer uma rede de transmissão com elevada capacidade de transporte e redundância suficiente para acomodar diferentes situações de despacho, resultantes de intercâmbios que otimizam o aproveitamento da disponibilidade hidrelétrica em diversas bacias hidrográficas. Os atuais critérios de dimensionamento da transmissão remontam à década de oitenta, quando as empresas do setor eram estatais e verticalizadas, com uma determinada área de concessão e com responsabilidade de atendimento à carga. A nova realidade física e institucional do setor requer uma revisão destes critérios de planejamento. No que se refere ao aspecto físico, devem ser contempladas as alterações da matriz energética, como a introdução de termelétricas a ciclo combinado


de gás natural, de grande porte e perfil operacional específico; a introdução de usinas eólicas e outras fontes de energia alternativa; interligações regionais e internacionais de grande porte; e a entrada de grandes hidrelétricas na região Norte do País, com forte componente sazonal na produção. No que se refere ao aspecto institucional, a competição no segmento de geração aumenta a incerteza quanto à data de entrada e localização das novas usinas, amplificada pelos prazos mais curtos de implantação das mesmas. Além disto, a expansão da transmissão deve acomodar dois objetivos não necessariamente coincidentes: de um lado, a transmissão deve estar disponível para permitir a viabilização dos negócios de compra e venda de energia; de outro, a expansão deve ser de mínimo custo global, embutindo as linhas mestras de um planejamento integrado geração/transmissão. Apresenta-se a seguir um resumo das propostas sobre este tema, que estão descritas em detalhe no documento Relatório Final (31.10.02) - Expansão do sistema de transmissão – GT6. 6.3.2 Planejamento de longo e médio prazo As características apresentadas apontam para a especialização de duas funções complementares, porém de produtos distintos: • expansão de longo prazo (acima de 6 anos), em que são estabelecidas alternativas

de expansão associadas a distintos cenários; e

• expansão de médio prazo (até 6 anos), em que são estabelecidas as obras necessárias na Rede Básica para uma dada condição, e não mais com um conjunto de cenários. Este horizonte está também condicionado pelos prazos necessários para que a ANEEL desenvolva seus processos de licitação/autorização21.

6.3.2.1 Expansão de longo prazo Nesta etapa se consolidam as grandes linhas de expansão, representadas pelos troncos regionais de transmissão, interligações entre submercados e interconexões internacionais, definidos de forma conjugada com a expansão da geração, dentro de um processo de minimização de custos, e incorporando orientações de governo. Trata-se de uma fase de síntese de rede, com elevado grau de incerteza associado à evolução da oferta (programa de geração) e da demanda. Os estudos desenvolvidos nesta etapa apresentam as seguintes características: • forte interação eletro-energética; • formulação de cenários para a evolução da oferta e da demanda; • comparação de alternativas visando estabelecer aquela de mínimo custo; • análise da viabilidade da ampliação da capacidade de transmissão entre regiões; e • análises elétricas simplificadas. 21 27 meses para linhas de transmissão curtas e 39 meses para linhas de transmissão longas e novas subestações - Ofício ANEEL 084/2002.


O resultado obtido nesta etapa constitui referência para a definição da expansão de médio prazo. 6.3.2.2 Expansão de médio prazo Com a nova dinâmica do setor elétrico, em que a oferta é implementada pelos agentes, é necessário que o programa de obras de transmissão se ajuste o melhor possível às informações de configuração, carga e geração, evitando a antecipação desnecessária de investimentos ou o surgimento de restrições de transmissão que dificultem a compra e venda de energia. Entretanto, este ajuste não deve perder de vista as linhas gerais estabelecidas pela expansão de longo prazo, e que incorporam a economicidade da expansão global. Nesta etapa, as obras são definidas levando em conta os seguintes condicionantes: • contexto de oferta (geração e importação) e demanda (mercado e exportação)

sinalizados pelos agentes; • solicitações de acesso de novos agentes à Rede Básica; • instrumentos contratuais estabelecidos referentes à compra e venda de energia, ao

uso e à conexão ao sistema de transmissão, à autorização e à concessão para produção;

• autorizações para importação e exportação de energia; • informações encaminhadas pelo planejamento da operação elétrica e energética; • informações do MAE (preços entre submercados); e • indicadores de continuidade nas barras de fronteira com os agentes e

conformidade nos barramentos da Rede Básica, conforme padrões de desempenho previamente estabelecidos.

O conjunto de obras estabelecido nesta fase deve ser robusto o suficiente para atender situações críticas resultantes de atrasos de obras, e poderá incluir reforços que visam manter a disponibilidade e a supervisão das instalações de transmissão. Conforme já destacado, este processo deve ser realizado com antecedência suficiente para acomodar os prazos da licitação, a obtenção das licenças ambientais e a elaboração dos projetos básico e executivo. 6.3.3 Critérios para dimensionamento das interconexões Os procedimentos adotados para indicação de reforços nas interligações baseiam-se na análise detalhada da relação custo/benefício de cada tipo de interligação, não só no momento de sua implantação, mas ao longo de toda a vida útil de seus equipamentos e instalações. Como conseqüência, é necessária uma interação entre o planejamento indicativo da expansão da geração e o da transmissão, através da formulação de despachos de cenários de configuração do parque gerador e pontos operativos viáveis (despachos das usinas), além da determinação dos limites de intercâmbio, que envolve a transferência de blocos de energia e potência através dos elos de conexão.


O conjunto de critérios atualmente adotados e propostos são relacionados a seguir: (a) redução de custos operativos do sistema (b) acréscimo de energia garantida (ou assegurada) (c) avaliação do benefício marginal da interligação (d) avaliação do excedente financeiro no MAE (“surplus”) (e) redução do risco de exposição à diferença de preços MAE entre submercados Recomenda-se que esses critérios sejam utilizados de forma coerente com cada fase do planejamento. Para os estudos de longo prazo, sugere-se a utilização dos critérios de (a) a (c), mais relacionados aos aspectos regulatórios e sistêmicos. Para os estudos de médio prazo, mais relacionados com a antecipação ou postergação de obras de transmissão, sugere-se que os critérios (a), (d) e (e) sejam prioritários. 6.3.4 Tópicos a serem aperfeiçoados e desenvolvidos Apresenta-se a seguir uma série de tópicos que deverão ser revistos, considerando as motivações mencionadas anteriormente: • estabelecimento dos despachos máximos e mínimos de geradores em cada área; • formulação de cenários de oferta e demanda, com a seleção de um cenário de

referência, de modo a permitir o dimensionamento de uma rede de transmissão robusta e flexível;

• tomada de decisão em ambiente com incertezas, principalmente com relação a vários cenários de oferta de geração;

• aplicação de medidas corretivas quando da ocorrência de contingências no sistema;

• contingências múltiplas (critérios de confiabilidade); • incorporação de restrições sócio-ambientais; • sobrecarga admissíveis nos elementos da rede de transmissão. 6.3.5 Aspectos institucionais do planejamento da transmissão Devido à complexidade e quantidade dos trabalhos desenvolvidos pelo MME, a existência de um ambiente colegiado como o CCPE, no qual as empresas e entidades do setor podem se manifestar e contribuir com suas informações e opiniões, dando legitimidade e credibilidade do processo de planejamento, e onde as atividades são desenvolvidas e discutidas sob responsabilidade do Governo sem, no entanto, “inchar” a estrutura do Ministério, traz muitos benefícios e deve ser fortalecida. Neste contexto, é proposta a criação de um órgão de apoio de planejamento, que prestaria serviços principalmente na área de atuação do CCPE, com o indispensável apoio e efetiva participação das empresas, do ONS e demais agentes do setor elétrico. Com o objetivo de dar continuidade ao processo de planejamento até que que este órgão de apoio esteja consolidado, sugere-se a efetivação de convênios específicos com as empresas e entidades do setor elétrico, além de contratação de consultoria,


para o exercício desta função a serviço do MME. O equacionamento desta questão a curto prazo é importante para o cumprimento de metas e cronogramas no atual ciclo de planejamento. 6.3.6 Instrumentos legais Na seção 9.1, “Reestruturação do MME”, são discutidos os instrumentos legais para o aperfeiçoamento do CCPE e propõe-se a criação de um órgão de planejamento, CEPEN, com características semelhantes às propostas acima. Com relação ao tema de planejamento, recomenda-se adicionalmente a homologação formal dos critérios de planejamento para expansão do sistema de transmissão e de dimensionamento econômico-energético das interligações. Esta formalização por parte do MME proporcionaria a credibilidade e a transparência necessárias a todo o processo de planejamento.


7 POLÍTICA ENERGÉTICA 7.1 Fontes alternativas de energia (4) 7.1.1 Objetivos O Relatório de Progresso Nº 2 destacou que a diversificação das fontes geradoras vinha sendo buscada através do aumento da geração termoelétrica no sistema, existindo conveniência de complementar esta diversificação através das chamadas fontes alternativas de geração. Esta conveniência decorre dos seguintes fatores: • não depender do regime hidrológico (à exceção das PCHs); • ser energia renovável, o que é uma vantagem em relação às fontes térmicas; e • pequeno porte das instalações, o que permite que uma produção distribuída, com

alívio das redes de transmissão e distribuição. Em face dos custos não competitivos destas fontes alternativas de geração, indicou-se que o seu desenvolvimento requer mecanismos de incentivos decorrentes de diretrizes de política energética (decisão de Governo). 7.1.2 Propostas originais As ações propostas no Relatório de Progresso Nº 2 foram: • Criar um fundo dedicado a fontes alternativas de energia, cujos recursos viriam de

um encargo aos consumidores semelhante ao Encargo de Serviços do Sistema; • Utilização do fundo através de processo licitatório, no qual os potenciais

geradores, a partir das fontes alternativas escolhidas pelo Poder Concedente, fariam ofertas de tarifas a serem pagas pela capacidade posta à disposição e/ou pela energia produzida.

7.1.3 Ações Este tema foi tratado na Medida Provisória Nº 14, de 21 de dezembro de 2001, com a instituição do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. A Lei Nº 10.438 de 26 de abril de 2002, que resultou da conversão da MP Nº 14/2002, ampliou substancialmente a proposta do Poder Executivo. O PROINFA passou a ser um programa específico para fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, a ser desenvolvido em duas fases: Primeira fase: • compra mínima de 3.300 MW, de empreendimentos a entrarem em operação até o

final de 2006; • criação da figura do Produtor Independente Autônomo – PIA; • seleção de interessados com base em licenças ambientais; • compra compulsória pela Eletrobrás, com preços incentivados; • custos integralmente rateados entre os consumidores.


Segunda fase (adicionalmente): • objetivo de atingir, em até vinte anos, uma participação de dez por cento do

consumo anual de energia elétrica no País com geração de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa;

• compras pela Eletrobrás com “preços competitivos”, com o produtor recebendo o subsídio complementar mediante uso de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, criada através da referida Lei.

8.3.2 Instrumentos Legais. • Lei Nº 10.438/2002; e • proposta de Decreto que regulamentará o funcionamento do PROINFA e CDE. 7.2 Incentivo à geração térmica a gás natural (15) 7.2.1 Motivação 7.2.1.1 Competitividade da geração térmica Como mostrado no Relatório de Progresso No 2, a geração térmica a gás natural atualmente não seria hoje competitiva com relação à alternativa hidrelétrica. Entretanto, é de se esperar que estas térmicas passem a ser plenamente competitivas no futuro, devido à conjunção de dois fatores: (a) redução de custos das térmicas; e (b) paulatino aumento dos custos das hidrelétricas. Os principais fatores que podem contribuir para a redução futura do custo de geração termelétrica são: • amadurecimento do mercado de gás natural, incluindo aumento na competição

entre produtores, ampliação da infra-estrutura de gasodutos, crescimento do consumo industrial (surgimento de um mercado secundário de gás) e introdução de tarifa para o transporte do gás que reflita a distância transportada;

• maior harmonização da geração a gás e hidrelétrica, incluindo a flexibilização dos requisitos de “take or pay”, desenvolvimento de instrumentos regulatórios e financeiros para reduzir a variabilidade do fluxo de pagamentos de térmicas flexíveis e para o equacionamento da exposição financeira em caso de falha do equipamento;

• maior eficiência na sinalização econômica de funcionamento do setor elétrico, em particular na determinação de tarifas de transmissão e fatores de perda que reflitam melhor o benefício criado por aquelas térmicas situadas perto dos centros de carga; e

• redução dos custos de compra dos equipamentos no mercado internacional e de construção e montagem no país.

Mesmo que a contribuição de cada um dos fatores seja relativamente pequena, seu efeito conjunto pode levar a reduções bastante significativas nos custos. Por sua vez, a razão principal para o crescimento esperado do custo de novas hidrelétricas é a exaustão dos aproveitamentos hidrelétricos mais baratos e mais


próximos dos centros de carga. Como conseqüência, haverá uma tendência do custo da energia hidroelétrica aumentar, pelo aumento dos custos de construção e dos custos associados de transmissão. 7.2.1.2 Razões para os incentivos à geração térmica Dado que as térmicas devem ser plenamente competitivas no futuro, a próxima questão se refere às vantagens de implantação de um programa temporário de incentivos a esta tecnologia. As razões principais para esta política são: • política nacional de diversificação das fontes de energia e redução do risco

hidrológico; • melhor aproveitamento de investimentos já realizados em produção e transporte

de gás, em particular os associados ao gasoduto Brasil-Bolívia • uso da geração térmica como “âncora” para o desenvolvimento de mercados de

gás natural no setor industrial; • benefício ambiental indireto (substituição de fontes mais poluentes fora do setor

elétrico); • como as usinas térmicas têm menor tempo de construção, elas representam um

recurso corretivo importante no caso de imprevistos no suprimento de energia hidrelétrica;

• benefícios de maior intercâmbio comercial com Argentina e Bolívia, grandes produtores de gás.

7.2.1.3 Formato atual dos incentivos Como comentado no Relatório de Progresso Nº 2, os instrumentos principais para o incentivo à geração térmica até o momento foram o Programa Prioritário de Geração Térmica (PPT), que possibilita o acesso ao combustível com preço uniforme e mais reduzido; e a possibilidade de assinar contratos com distribuidoras com repasse de preços superiores ao da fonte competitiva – os chamados “VNs térmicos”. Como indicado no Relatório de Progresso Nº 2, o incentivo por VN diferenciado apresenta algumas limitações: • atribuição do pagamento diferenciado apenas aos consumidores cativos de uma

determinada distribuidora; seria melhor que um incentivo que faz parte de uma política nacional fosse compartilhado por todos os consumidores;

• aumento do risco comercial das distribuidoras, pois seus consumidores, ao se tornarem livres, podem migrar seus contratos de geração para outras fontes competitivas;

• criação de estímulos inadequados para auto-contratação. Devido a estas limitações, decidiu-se pela proposição de instrumentos para aperfeiçoar o incentivo à geração térmica a gás, preservando os compromissos adotados no PPT. Os pontos principais das propostas alternativas de incentivo são apresentados a seguir:


7.2.2 Proposta de incentivos 7.2.2.1 Valor Econômico de Referência Será estabelecido um valor econômico de referência (VER) correspondente ao custo médio de geração de um empreendimento eficiente a gás natural, operando em ciclo combinado22. 7.2.2.2 Energia térmica a ser incentivada • o incentivo será concedido através da diminuição do preço do gás, sendo o valor

repassado para os consumidores limitado ao VN competitivo;

• somente será objeto de incentivo a energia adquirida junto às termelétricas integrantes do PPT;

• somente será objeto de incentivo a energia térmica adquirida por distribuidoras através de contratos de compra de energia – PPA, devidamente registrados na ANEEL23;

• o incentivo será ajustado no caso de eventuais reduções no preço do gás destinado ao PPT, seja pelo aumento da capacidade de transporte, pela negociação com a Bolívia, ou pelo surgimento de novos fornecedores.

7.2.2.3 Implementação do incentivo Uma vez definido o montante do incentivo em R$/MWh para cada empreendimento, este será “traduzido” em termos de R$/MMBTU para o gás contratado. O contrato de gás da térmica será ajustado em seu componente fixo no valor correspondente. Este procedimento é relativamente simples e favorece o acesso a financiamentos para o projeto. Também não há “contaminação” do mercado de gás natural, pois se estaria ajustando, na prática, o preço do gás destinado às térmicas do PPT, o qual é totalmente segregado do gás destinado ao consumo industrial e outros. 7.2.2.4 Fonte de recursos Propõe-se a utilização dos recursos da CIDE para promover este incentivo, num montante estabelecido pelo Poder Executivo. Caso este montante seja insuficiente para contemplar o universo de térmicas inscritas no PPT, o MME deverá definir critérios de prioridade para concessão dos mesmos. 7.2.3 A Medida Provisória Nº 64/2002 Na preparação dos termos da Medida Provisória que autorizaria a utilização da CIDE, foi levantada a preocupação de que pudesse ocorrer, ao longo do tempo, uma defasagem entre as variações do preço do gás natural, que é a base para o incentivo, e

22 O cálculo deste valor deve considerar, dentre outros aspectos, o benefício resultante da compra de energia no MAE para atender o contrato bilateral quando as condições hidrológicas são favoráveis – ver Relatório de Progresso N° 2. 23 A energia térmica a gás natural adquirida por consumidores finais junto a geradores ou comercializadores não recebe incentivo porque pode recebê-lo via CDE (Ver seção 7.1). A energia térmica fora do sistema interligado também não recebe, pois já tem direito ao benefício da CCC.


os eventuais reajustes no montante provisionado na CIDE. Se isto ocorresse, haveria o risco de transferência de parte dos custos térmicos para distribuidoras específicas, o que poderia ser indesejável. Decidiu-se então incluir no texto da medida a possibilidade de implementar o incentivo de maneira alternativa, através da redução na tarifa de transporte do gás natural. Esta redução seria complementada por gestões relativas ao preço do gás boliviano, com as seguintes linhas mestras: • o Governo Brasileiro aportaria capital à empresa brasileira responsável pelo

transporte do gás vindo da Bolívia - TBG, para a redução da tarifa;

• como contrapartida, os produtores bolivianos, com o apoio do Governo local, promoveriam redução equivalente no preço da “commodity”;

• esta dupla redução, considerando a participação do gás boliviano no “mix” de preços para atendimento ao PPT, seria na proporção suficiente para abaixá-lo em U$ 0,50 por MMBTU, redução que foi considerada satisfatória.

Uma vantagem desta alternativa é o fato do aporte de capital ser efetuado, em princípio, em apenas uma parcela, permitindo estabelecer-se a redução desejada do custo do gás de forma mais previsível. Além disto, os benefícios oferecidos às termelétricas podem alcançar a todo o mercado de gás atendido pelo energético boliviano, tornando o produto mais competitivo no mercado brasileiro e contribuindo mais efetivamente para elevar sua participação na matriz energética do país. Deve-se observar que o processo de implementação desta segunda alternativa é mais complexo e demorado, pois requer negociações em várias frentes: • Governo boliviano, para obter anuência na redução do preço da “commodity”; • produtores bolivianos, para se conseguir a redução no preço da “commodity”; • TBG, para ajustar o valor requerido para a redução necessária na tarifa de

transporte; • Petrobras, para que a redução de preços obtida possa, dentro do “mix” do PPT,

conduzir ao preço desejado. Este processo negocial, bem como estudos técnicos e entendimentos com outras áreas do Governo Federal24, foi iniciado na maior parte destas frentes, encontrando-se em estados variados de avanço. 7.3 Incentivo à conservação e uso racional da energia (25) 7.3.1 Objetivos • consubstanciar os avanços alcançados durante a crise do setor elétrico, por

intermédio do esforço permanente de promoção de medidas de combate ao desperdício e de uso racional da energia.

24 Em particular, o impacto fiscal desta despesa de capital por parte do Governo Central deverá ser avaliado e acomodado dentro do quadro geral de demandas e compromissos fiscais do governo. Como determinado pela LRF, dever-se-á evidenciar que tal operação não criará risco para a consecução das metas fiscais já estabelecidas para 2003 e previstas para 2004-2005 na LDO-2003.


• ampliar os resultados obtidos durante esta crise, através da concepção e implantação de novos projetos e da implementação de um mercado auto-sustentável de eficiência energética no País.

• coordenar, organizar e agilizar os diversos movimentos e projetos existentes na área de eficiência energética do País, dos quais se destacam: as ações do MME (Plano de Ação Energia Brasil – Eficiência Energética), os projetos do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – PROCEL, do Programa Nacional de Racionalização do Uso de Derivados de Petróleo e do Gás Natural – CONPET e do Programa Brasileiro de Etiquetagem – PBE.

• congregar a atuação dos diversos segmentos do próprio governo e da sociedade em projetos e ações voltadas para a eficiência energética.

Maiores detalhes podem ser consultados no documento Estímulo à Conservação e Uso Racional de Energia – MME/Comitê de Revitalização do Setor Elétrico. 7.3.2 Ações Foram definidos cinco segmentos de atuação: Legislação (L); Suporte Financeiro e Técnico (SFT); Comunicação (C); Tecnologia (T); e Estruturação da Demanda (ED). Para cada segmento, foram estruturados os seguintes projetos: • Regulamentação da Lei 10.295, de 17 de outubro de 2001 (L) • Contratação de Serviços pelo Setor Elétrico (L) • Mobilização de Recursos Financeiros e Modelagem do Mercado de Eficiência

Energética (SFT): • Modelo de Avaliação Técnica do Mercado de Eficiência Energética (SFT): • Informação à Sociedade (C): • Aquecedores Solares (ED): • Eficientização Industrial (ED): • Prédios Públicos (ED): • Saneamento (ED): • Desenvolvimento de Infra-estrutura Laboratorial (T): • Produção de Equipamentos Eficientes (T): 7.3.3 Instrumentos Legais • Lei Nº 10.295, de 17 de outubro de 2001. • Contratos e Convênios firmados com a Eletrobrás: (1) Teletrim (operação 0800 do

PROCEL); (2) Abesco; (3) MDC/MG; (4) FIEC; (5) FIERGS; (6) FIEC; (7) Cepel (Palácio do Planalto); (8) Eletrosul; (9) GERN25; (10) Ministério da Marinha26.

• Em análise no Conjur/MME: Portaria/Decreto sobre a Regulamentação de Motores Trifásicos de Indução.

25 Secretaria do Estado de Educação, Hemocentro de Natal, Pronto Socorro Clóvis Sarinho. 26 Comando de Operações.


8 POLÍTICA TARIFÁRIA E DEFESA DA CONCORRÊNCIA 8.1 Universalização do atendimento (5) 8.1.1 Objetivo Regulamentar o art. 14 da Lei Nº 10.438/2002, de forma a garantir que qualquer consumidor possa ter acesso à energia elétrica, tendo como único custo a fatura decorrente da energia elétrica consumida, sem qualquer ônus relativo às novas ligações ou aumentos de carga. 8.1.2 Ações A Lei Nº 10.438/2002 atribui à ANEEL a tarefa de fixar as metas de universalização, levando em conta, dentre outros fatores, a taxa de atendimento da concessionária ou permissionária, considerada no global e desagregada por Município e a capacidade técnica e econômica necessárias ao atendimento das metas de universalização. A mesma Lei determina um prazo de um ano para que a ANEEL estabeleça as metas de universalização. A ANEEL criou um Grupo de Trabalho27, composto de 18 profissionais de 10 superintendências, encarregado de elaborar uma proposta de regulamentação para o referido artigo. As seguintes atividades estão sendo desenvolvidas: • proposta de metodologia para a elaboração do plano de metas de universalização,

a ser aplicada pelas concessionárias e permissionárias de distribuição na elaboração de seus respectivos planos;

• realização de estudos para estimar o impacto nas tarifas do processo de universalização do acesso;

• realização de estudos e celebração de convênio com o IBGE para estimar a parcela e distribuição espacial da população que não tem acesso à energia elétrica.

8.1.3 Instrumentos legais • Regulamentação da Lei Nº 10.438 de 26 de abril de 2002; • Resolução ANEEL que define a metodologia para elaboração das metas de

universalização – em fase de elaboração; • Resoluções ANEEL para homologação dos Planos de Metas de Universalização

de todas as concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica – elaboração prevista para março/2003.

27 Portaria ANEEL no 147 de 29 de agosto de 2002.


8.2 Tarifa social para consumidores de baixa renda (32) 8.2.1 Objetivo Uniformizar os critérios para concessão do benefício da tarifa social de baixa renda e associar a concessão deste benefício a critérios sócio-econômicos. 8.2.2 Ações Em função da Lei Nº 10.438/2002, a ANEEL publicou em 30 de abril de 2002 a resolução Nº 246, que estabelece as condições para o enquadramento na subclasse residencial baixa renda de consumidores com consumo mensal inferior a 80 kWh/mês. O Decreto Nº 4.336, de 16 de agosto de 2002, determinou que os critérios a serem usados na classificação das unidades consumidoras com consumo entre 80 e 220 kWh/mês sejam os mesmos usados no programa Vale-gás28 do governo federal. Em 29 de agosto de 2002, a ANEEL publicou a resolução no 485, que regulamenta o disposto neste Decreto. 8.2.3 Instrumentos legais • Regulamentação Lei Nº 10.438 de 26.4.2002 • Decreto Nº 4.336, de 16 de agosto de 2002 • Resolução ANEEL Nº 246 de 29 de abril de 2002 • Resolução ANEEL Nº 485 de 29 de agosto de 2002 8.3 Desverticalização (7) 8.3.1 Objetivo A atuação de um mesmo agente em segmentos regulados e não-regulados introduz dificuldades ao funcionamento do setor. Por exemplo, não é possível garantir a neutralidade na operação e expansão das redes de transmissão em relação de agentes que também atuam na geração e/ou comercialização. Também se torna difícil fiscalizar as atividades reguladas de uma empresa que atua simultaneamente em segmentos não-regulados. Por estas razões, a desverticalização, que é a proibição de exercício pela mesma empresa de diferentes atividades, é um dos princípios fundamentais do novo modelo setorial. Até o momento, as atividades de desverticalização têm se concentrado na separação dos segmentos de geração e transmissão. É ainda necessário separar as atividades de distribuição (parte “fio”) e de comercialização, para permitir a neutralidade na operação e expansão das redes de distribuição em relação às distribuidoras e comercializadoras que atendem consumidores livres. 28 As condições são: estar inscrito no Cadastramento Único para Programas Sociais do Governo Federal, ou ser beneficiário do programa “Bolsa Escola” ou “Bolsa Alimentação”, ou estar cadastrado como potencial beneficiário destes programas.


8.3.2 Ações A Medida Provisória Nº 64 de 26 de agosto de 2002, estabelece a separação das atividades de comercialização e distribuição de energia, a ser regulamentada pela ANEEL. 8.3.3 Instrumentos legais Medida Provisória Nº 64 de 26 de agosto de 2002. 8.4 Limites para participações cruzadas e auto-contratação (18) 8.4.1 Participação cruzada A desverticalização discutida na seção anterior não evita por si só a contaminação das atividades reguladas pelas atividades competitivas, sendo igualmente importante o nível de independência dos diversos agentes. Como forma de coibir exercício de poder de mercado, a regulação atual limita a participação percentual de grupos empresarias nos diversos segmentos. Esta legislação foi considerada satisfatória na sua concepção básica, não tendo sido objeto de desenvolvimentos adicionais no âmbito do Comitê de Revitalização. 8.4.2 Auto-contratação 8.4.2.1 Motivação Como descrito no Relatório de Progresso Nº 2, as distribuidoras podem comprar energia de empresas a elas associadas e vendê-la a seus consumidores. Esta auto-contratação, se não devidamente controlada, poderia levar à criação de “feudos” para o mercado de energia por parte dos grupos empresariais com participação na distribuição. Isto afetaria o mercado dos demais produtores independentes, e poderia diminuir ou mesmo eliminar a competição na geração. O Relatório de Progresso Nº 2 observa ainda que a eficácia do limite de auto-contratação de 30%, estabelecido na Resolução ANEEL Nº 278, de 19 de junho de 2000, é relativamente limitada, pois este limite não se aplica à energia comprada de Itaipu, à proveniente de PCHs, às fontes alternativas de geração, à cogeração, e às termelétricas e hidrelétricas que iniciem sua operação em 2002. 8.4.3 Ações A Medida Provisória Nº 64, de 26 de agosto de 2002, estabelece que as distribuidoras passarão a contratar energia para seus consumidores cativos através de licitações públicas. Isto elimina os efeitos indesejáveis da auto-contratação. Quando o processo de licitação for implantado, serão analisados eventuais ajustes no limite hoje definido para a auto-contratação. 8.4.4 Instrumento legal Medida Provisória Nº 64, de 26 de agosto de 2002.


8.5 Abertura das parcelas das tarifas de distribuição (29) 8.5.1 Objetivo Como comentado na seção 3.3, que trata dos consumidores livres, uma medida fundamental para a viabilização destes consumidores é a “abertura” das tarifas de distribuição nas parcelas de “fio” e “energia”. 8.5.2 Ações A Medida Provisória Nº 64, de 26 de agosto de 2002, estabelece que os atuais contratos de fornecimento de energia elétrica deverão ser substituídos por contratos distintos de conexão, de uso dos sistemas de transporte (distribuição e transmissão) e de compra da energia elétrica. Em função disto, a ANEEL colocou em audiência pública, a partir de 31 de outubro de 2002, minuta de Resolução que visa regulamentar esta substituição para os consumidores do grupo “A”, com prazos estabelecidos pelo Decreto Nº 4.413/2002. As tarifas de energia serão determinadas, separadamente das tarifas de fornecimento, das tarifas de uso dos sistemas de distribuição, e das tarifas de uso das instalações de transmissão aplicáveis às unidades consumidoras. Para tanto, as tarifas de uso dos sistemas de distribuição deverão ser acrescidas das perdas comerciais de energia elétrica e dos encargos setoriais de responsabilidade do segmento de consumo, compostos pelos seguintes itens:

• quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; • encargos de serviços de sistema – ESS; • devolução da contribuição ao Mercado Atacadista de Energia – MAE; • tarifa de transporte de energia elétrica proveniente da ITAIPU Binacional. 8.5.3 Instrumentos Legais • Medida Provisória Nº 64 de 26 de agosto de 2002; • Decreto 4.413 de 7 de outubro de 2002; • Resolução CNPE Nº 12 de 17 de setembro de 2002; • Minuta de Resolução que regulamenta a abertura das tarifas de distribuição,

disponibilizada para consulta pública em 6 de novembro de 2002. 8.6 Realinhamento tarifário (17) 8.6.1 Objetivo Como indicado nos Relatórios de Progresso anteriores, deve-se buscar o maior realismo e transparência possíveis no quadro tarifário. Em particular, deve-se eliminar eventuais distorções e subsídios cruzados não explicitados por políticas de governo nas tarifas de cada grupo de consumo.


8.6.2 Ações As ações apresentadas a seguir resultarão na eliminação dos subsídios cruzados até 2006:

• O processo de substituição dos atuais contratos de fornecimento de energia elétrica distintos de conexão, de uso dos sistemas de transporte (distribuição e transmissão) e de compra da energia elétrica, determinado pela Medida Provisória 64, com regulamentação adicional da ANEEL, assegura a tarifa de “fio” será calculada refletindo os custos atribuídos a cada classe de consumidor. Em outras palavras, serão eliminadas de imediato as eventuais distorções na alocação deste componente da tarifa;

• Por sua vez, a Resolução CNPE Nº 12, de 17 de setembro de 2002, com regulamentação adicional da ANEEL, estabelece um ajuste progressivo Para a componente “energia” das tarifas, no mesmo ritmo da relaxação dos Contratos Iniciais. Desta forma, até 2006, todos os consumidores de uma determinada concessionária de distribuição pagarão o mesmo valor por este componente da tarifa;

• foi determinado um ritmo específico de realinhamento das tarifas para os consumidores industriais diretamente ligados a concessionárias de geração federais.

8.6.3 Instrumentos legais • Medida Provisória Nº 64, de 26 de agosto de 2002; • minuta de Resolução ANEEL que visa regulamentar a substituição dos atuais

contratos de fornecimento de energia elétrica; • Decreto Nº 4.413/2002; • Resolução CNPE Nº 12, de 17 de setembro de 2002. 8.7 Aperfeiçoamentos nas revisões tarifárias das distribuidoras (30) 8.7.1 Objetivo A definição dos procedimentos e da metodologia para realização das revisões tarifárias periódicas das concessionárias de distribuição de energia elétrica é um dos pontos cruciais para a consolidação do marco regulatório do Setor Elétrico. Em particular, é fundamental definir a metodologia para determinação da base de remuneração regulatória e do Fator X. 8.7.2 Ações • base de remuneração - após o processo de Audiência Pública AP No 005/2002, a

ANEEL publicou a Resolução Nº 493, de 3 de setembro de 2002, que estabelece a metodologia e os critérios gerais para a definição da base de remuneração.


• fator X - encontra-se em processo de audiência pública, no período de 30/10/02 a 19/11/02, proposta de metodologia para cálculo do Fator X. Especificamente sobre a proposta metodológica colocada em audiência pública, cabe mencionar que da análise da prática regulatória internacional depreende-se que não há um enfoque para cálculo do Fator X que seja reconhecidamente superior. Diante dessa realidade, a ANEEL promoveu uma série de pesquisas e debates sobre o tema, com a participação de consultores nacionais e internacionais, resultando na proposta ora apresentada.

8.7.3 Instrumentos legais Resoluções e minutas ANEEL mencionadas no texto.


9 APERFEIÇOAMENTO INSTITUCIONAL DO MME E ONS 9.1 Reorganização institucional do MME (8) 9.1.1 Objetivo Os Relatórios de Progresso Nos 2 e 3 recomendaram o fortalecimento das equipes técnicas e da estrutura organizacional do MME, para que o mesmo possa exercer também seu papel de formulação de política energética, em sintonia com o CNPE, e de elaboração dos Planos Decenais de Expansão da geração e transmissão, através do CCPE. 9.1.2 Situação atual O MME conta, ademais das entidades vinculadas29, com a seguinte organização interna: • órgãos de assistência direta e imediata: (a) Gabinete; (b) Secretaria Executiva; (c)

Subsecretaria de Planejamento, Orçamento e Administração; (d) Consultoria Jurídica;

• órgãos específicos: (a) Secretaria de Minas e Metalurgia; (b) Secretaria de Energia, dividida em (i) Departamento Nacional de Política Energética; e (ii) Departamento Nacional de Desenvolvimento Energético.

Para atender essa estruturação organizacional, o Ministério conta com uma força de trabalho de 480 funcionários. Desses, cerca de 380 pertencem ao quadro efetivo ou são requisitados com vínculo empregatício. Os demais 100 têm cargos DAS sem vinculo com outra entidade. 9.1.3 Nova organização proposta A nova organização proposta para o MME teria a seguinte estrutura interna: • órgãos de assistência direta: (a) Gabinete; (b) Assessoria Econômica e de Gestão

Estratégica; (c) Secretaria Executiva: Subsecretaria de Planejamento, Orçamento e Administração; (d) Consultoria Jurídica;

• órgãos específicos singulares: (a) Secretaria de Minas e Metalurgia; (b) Secretaria

de Energia, subdividida em : (i) Departamento Nacional de Política Energética; (ii) Departamento Nacional de Desenvolvimento Energético; (iii) Departamento Nacional de Combustíveis Energéticos; (iv) Departamento Nacional de Energia Elétrica.

29 autarquias: DNPM, ANP e ANEEL; empresa pública: CPRM; e sociedades de economia mista: Petrobras e Eletrobrás.


9.1.4 Estrutura para estudos de planejamento Outro tema de grande importância para o MME é o da estrutura necessária para a realização dos estudos de planejamento do setor energético e os mecanismos que devem ser usados para a sua aprovação e sua transformação em políticas de governo. Várias soluções foram apontadas no passado, dentre elas: (i) realização dos trabalhos por pessoal ocupando cargos de confiança (DAS); (ii) encarregar a Eletrobrás deste planejamento; (iii) encarregar o Cepel desta atividade. Com relação à proposta (i), deve-se levar em conta que a atividade de planejar e fixar políticas é uma atividade típica de governo. Portanto, a solução deverá ser a mais interna e permanente possível. A solução de aumentar o número de DAS atende ao requisito de ser interna, mas não garante a continuidade do processo, porque os ocupantes dos cargos DAS não são permanentes. Há também desvantagens na solução (ii), pois as demais empresas vêem a Eletrobrás - que é hoje uma comercializadora de energia - e suas subsidiárias como competidoras. Finalmente, para a execução da solução (iii) o Cepel teria de se afastar de suas finalidades principais de órgão de pesquisa da área elétrica para as de um órgão de planejamento energético global, com grande prejuízo potencial para o setor. Devido ao exposto, propõe-se a criação de um órgão de apoio ao planejamento, cuja equipe substituirá o pessoal das empresas de energia elétrica envolvidas na elaboração dos estudos do CCPE. Este órgão, intitulado Centro de Estudos e Planejamento Energético – CEPEN, atuará sob o comando do MME por meio de contrato de gestão e prestará serviços principalmente na área de atuação do CCPE. Desta forma, o pessoal para realizar as tarefas de planejamento seria permanente; as eventuais mudanças de orientação política do MME seriam transmitida ao CEPEN pelo pessoal de DAS. Esta medida seria complementada pela criação do plano de carreira de profissionais dentro do MME, para melhorar e garantir a qualidade permanente de seu pessoal que realiza as tarefas do Ministério e de interface com o órgão de apoio. A solução aqui proposta procura deixar mais claros e permanentes os papéis dos agentes atuantes: (i) o Ministério como coordenador e responsável pelo planejamento energético; (ii) o órgão de apoio como executor dessas tarefas para o MME; (iii) a Eletrobrás e Petrobras como importantes atores nesse processo, tratando inclusive de garantir o fornecimento dos dados essenciais básicos para esse planejamento, como custos e disponibilidades de energéticos (inventários hidroelétricos, estudos de viabilidade de aproveitamentos, etc.). 9.1.5 Alterações no CNPE Propõe-se algumas alterações no Decreto que instituiu a CGSE e no Regimento Interno do CNPE, com o objetivo de adaptá-lo aos seguintes pontos: (i) criação de uma Câmara de Gestão do Setor Energético dentro do CNPE, em substituição à atual Câmara, que se concentra no Setor Elétrico; (ii) definição mais clara do apoio que a Secretaria Executiva do CNPE deveria prestar ao Conselho como um todo, inclusive a CGSE; (iii) oficializar a participação da ANA na Assessoria Técnica. No âmbito da nova Câmara Energética, seriam agregados três Comitês Técnicos Permanentes: (i) o atual CCPE, (ii) um novo Comitê de Combustíveis Energéticos; e


(iii) um Comitê de Assuntos Institucionais, que trataria dos assuntos hoje abordados no Comitê de Revitalização. Os assuntos tratados pelos atuais Comitês no CNPE passariam a ser objeto de Grupos de Trabalho repartidos entre os três novos Comitês criados, de acordo com as suas afinidades. Além de diminuir drasticamente o número de órgãos envolvidos nesta área, esta solução permitiria incluir de maneira explícita e permanente o setor de gás natural, petróleo, álcool, bagaço de cana, carvão e outros combustíveis nas atividades do CNPE. Outra vantagem seria a de formalizar via decreto presidencial a existência do CCPE como um órgão permanente na estrutura do Governo30. 9.1.6 Alterações no CCPE Como visto no item anterior, a idéia central é manter o CCPE em funcionamento, por ser o único fórum de planejamento da expansão no qual as empresas e entidades do setor podem se manifestar e contribuir com suas informações e opiniões. Deve-se ter sempre em mente que a complexidade e quantidade dos trabalhos desenvolvidos pelo MME sempre mostrou a conveniência desses ambientes colegiados, onde as atividades são desenvolvidas e discutidas sob responsabilidade do Governo sem, no entanto, expandir a estrutura do Ministério. No entanto, o Regimento Interno do CCPE deve ser adaptado para atender aos seguintes pontos, discutidos nos itens anteriores: (i) melhorar a interação do CCPE com o CNPE e CGSE; (ii) redefinir a coordenação dos subcomitês técnicos do CCPE, passando-a para o âmbito da Secretaria de Energia e não mais das empresas; (iii) redefinir as responsabilidades pela elaboração dos estudos de planejamento e pela sua aprovação. 9.1.7 Alterações na Secretaria de Energia Para tornar a Secretaria de Energia apta a realizar todas essas tarefas, procurou-se provê-la de estrutura e recursos humanos necessários a essas funções e, ao mesmo tempo, eliminar as superposições de atribuições de outros órgãos. Também se propôs a criação de carreira própria dentro do Ministério para Analistas de Políticas Energéticas. 9.1.8 Instrumentos legais As efetivações de todas as ações preconizadas anteriormente deverão ser obtidas por meio de adequações nos instrumentos legais vigentes, com maior ou menor profundidade, conforme seja decidido enfrentar ou não o problema de alteração da CGSE via Decreto. Em qualquer alternativa, a reestruturação interna do MME, o Regimento Interno do CCPE e os documentos de constituição do órgão de apoio ao planejamento, seriam os mesmos. Os documentos a serem alterados e seu mecanismo de aprovação são os que seguem: • CNPE: Regimento Interno; • CGSE: Decreto de criação da Câmara Energética; Regimento interno; • CCPE: Regimento Interno; 30 O CCPE foi estabelecido por meio de Portaria Ministerial; a hierarquia de documento de criação traz algumas preocupações aos críticos deste órgão.


• MME: Estrutura Regimental e Pessoal; Projeto de Lei criando a carreira de Analista de Política Energética;

• CEPEN: Recomendações para Estruturação do Suporte ao Planejamento Energético; Documentos de Constituição e Gestão (minutas).

9.2 Governança do ONS (10) 9.2.1 Objetivo Tal como previsto no Relatório de Progresso No 2, este tema teria como objetivo básico a proposição de mudanças na regência do ONS, levando-se em conta, especialmente, a minimização dos riscos de conflitos de interesses em relação a decisões que possam afetar resultados comerciais de agentes e a criação de condições para maior autonomia à sua Diretoria Executiva. 9.2.2 Ações Tendo por base as linhas gerais da proposta contida no Relatório de Progresso No 2, as seguintes ações foram desenvolvidas ou estão sendo propostas: • Foi detalhada a proposta de implementação da mudança sugerida no Relatório de

Progresso No 2; • A proposta está sendo discutida no âmbito da ANEEL, sobretudo no que diz

respeito à forma de implementação, se via um instrumento legal (uma lei federal) ou se via uma simples alteração no estatuto atual da instituição, alteração esta que poderia ser encaminhada pelo próprio ONS.

9.2.3 Instrumentos legais Como dito acima, está sendo analisada a implementação da mudança por intermédio de dois instrumentos legais alternativos: • Projeto de Lei (ou Medida Provisória) determinando a mudança, a exemplo do

que foi feito para o MAE (MP 029/02 e Lei 10.433/02); • Alternativamente, poderá ser utilizado o processo de alteração de Estatuto, a ser

conduzido pela ANEEL, com a participação do Conselho de Administração do ONS, não devendo ser objeto de Projeto de Lei; e

• Resolução da ANEEL aprovando a mudança do Estatuto, mediante proposição do próprio Conselho de Administração do ONS.

9.3 Aperfeiçoamento dos procedimentos de rede do ONS (19) 9.3.1 Objetivo Acompanhamento do processo de aprovação dos Procedimentos de Rede, analisando, inclusive, a influências das decisões dos demais grupos de trabalho do Comitê de Revitalização nos documentos apresentados para aprovação.


9.3.2 Ações Os Procedimentos de Rede elaborados pelo ONS envolvem um grande número de etapas, incluindo a preparação de textos iniciais, sua padronização, modelagem e análise de consistência, discussões internas e Workshops Externos, que contemplam a efetiva participação e contribuição dos agentes. Esses Procedimentos após aprovação pela Diretoria do ONS e de seu Conselho de Administração são encaminhados à ANEEL para sua aprovação. Em conformidade com esse processo, todos os módulos que compõem os Procedimentos de Rede, já foram encaminhados à ANEEL, em julho de 2001, com exceção do módulo referente a Serviços Ancilares que depende de regulamentação específica dessa Agência. Esta regulamentação tem emissão prevista para dezembro de 2002. Atualmente estão aprovados para utilização em caráter provisório a grande totalidade dos módulos a menos daqueles que foram recentemente ajustados pelo ONS, por solicitação da ANEEL, conforme determinado pela Resolução ANEEL Nº 140 de 25/03/2002, e que estão em processo de análise dessa Agência, sendo prevista sua autorização até janeiro de 2003. Destaca-se como um dos principais ajustes efetuados ao longo desse processo a incorporação da Curva de Aversão a Risco ao Módulo 7. A partir de janeiro de 2003, deverá ser realizado pela ANEEL o processo de Audiência Pública com todos os interessados no assunto, para as discussões e contribuições aos Procedimentos de Rede, visando sua aprovação definitiva. Neste contexto, é importante ressaltar que as medidas do Comitê de Revitalização, poderão resultar na necessidade de complementações ou mesmo a inclusão de novos módulos dos Procedimentos de Rede, e em decorrência surgir a necessidade de resubmetê-los à nova Audiência Pública, conduzida pela ANEEL. 9.4 Finalização dos modelos computacionais usados pelo ONS (20) 9.4.1 Objetivo Os modelos computacionais utilizados no planejamento da operação do sistema elétrico vêm sendo desenvolvidos desde meados da década de 80 pelo CEPEL, inicialmente com custeio direto das empresas e posteriormente por meio de um contrato com o ONS. A cadeia de modelos a ser utilizada pelo ONS, no planejamento da operação, e pelo MAE, no cálculo dos preços de curto prazo, ainda não está completa. Os programas que compõem essa cadeia são: os programas de médio prazo (NEWAVE), curto prazo (DECOMP) e curtíssimo prazo (DESSEM). Até o momento, somente o programa NEWAVE e o uso determinístico do programa DECOMP estão autorizados .


Entende-se que os esforços devem ser continuados no sentido de implantação da cadeia de modelos computacionais, conforme previsto no processo de reestruturação do setor elétrico brasileiro. 9.4.2 Ações Os modelos NEWAVE e DECOMP foram submetidos a diversos testes no âmbito da Subcomissão de Validação de Modelos e Estudos Metodológicos, coordenada pelo ONS e MAE, com a participação de agentes do setor elétrico, os quais atestaram que esses programas atendem suas especificações funcionais. Apesar de não contemplar ainda o uso de cenários de vazões, entendeu-se que a utilização, ainda que de forma determinística, do DECOMP tem o benefício de trazer transparência e reprodutilibilidade dos resultados obtidos pelo ONS e MAE. Portanto, o próximo passo para o aperfeiçoamento dos modelos é a implementação do uso estocástico (probabilístico) do DECOMP. O uso do DECOMP de forma estocástica com 1 (um) mês a frente está em fase de aprovação e já vem sendo utilizado pelo ONS paralelamente ao DECOMP “determinístico”, devendo ter sua implantação definitiva até janeiro de 2003 para a elaboração do Programa Mensal de Operação – PMO de fevereiro de 2003. Os estudos devem continuar no sentido de definir a estrutura de árvore de cenários de vazões para horizontes maiores que um mês. Adicionalmente, a Resolução GCE N° 109, de 24 de janeiro de 2002, determinou a criação de um mecanismo de aversão ao risco de racionamento, que em um primeiro momento seria externo aos modelos computacionais. Essa Resolução também determina que, até 31 de dezembro de 2002, a curva de aversão ao risco deverá ser incorporada aos modelos. Como mencionado na seção 2.3, “Aperfeiçoamento de despacho e formação de preço”, o ONS concluiu os estudos de incorporação desta curva ao modelo no início de 2002. Os resultados serão encaminhados à ANEEL para a devida regulamentação. Finalmente, a Resolução ANEEL N° 446, de 22 de agosto de 2002, determina a fixação de preços horários a partir de janeiro de 2004. Assim, o programa DESSEM deverá estar validado até o final de 2003,sendo que até o momento esse programa não teve seu processo de validação iniciado. 9.4.3 Recomendações Devido à grande capacidade de regulação dos reservatórios das usinas hidrelétricas, bem como de uso da potência das mesmas na modulação do atendimento do consumo nas horas de pico, os preços da energia apresentam muita pouca variação horária ou mesmo semanal. Neste sentido, a CGSE recomendou à ANEEL que examine a conveniência de se implementar um processo de cálculo de preços a nível horário no programa DESSEM, tendo em vista as desvantagens potenciais de se restringir excessivamente o leque de opções operativas do Operador no ajuste operativo de curto prazo. 9.4.4 Instrumentos legais • Resolução GCE N° 109, de 24 de janeiro de 2002; e • Resolução ANEEL N° 446, de 22 de agosto de 2002.

Relat.rio de Progresso 4 vers.o final - Ufba · MME; (l) Reni Antônio da Silva, consultor3. 1.2...

Documents

Transcript of Relat.rio de Progresso 4 vers.o final - Ufba · MME; (l) Reni Antônio da Silva, consultor3. 1.2...