Estrutura regulatória vigente no Brasil

O porte e as características do SEB permitem considerá-lo único em âmbito mundial. O sistema de geração e transmissão de energia elétrica é um sistema hidrotérmico de grande porte, com múltiplos proprietários e grande predominância da fonte hidráulica. Nem mesmo a Noruega, que também apresenta predominância de geração hidrelétrica, se aproxima do Brasil no que se refere à capacidade dos reservatórios do SEB.

Conforme mencionado na seção 4.3, no atual modelo regulatório do setor elétrico brasileiro, a garantia física de uma hidrelétrica, definida no contrato de concessão juntamente com sua potência assegurada, forma seu lastro de comercialização, base das receitas para a empresa de geração.

Como estas receitas definem o valor dos ativos de geração, o valor das usinas depende da sua garantia física de energia, sem a correspondente valoração comercial da garantia física de potência (CESP, 2013).

A Portaria MME nº 861, de 18/10/2010, determina que, quando comprovado o aumento de garantia física de energia, a usina poderá comercializar o montante correspondente. As empresas podem solicitar revisão da garantia física de uma usina hidrelétrica quando houver alteração em uma ou mais das características técnicas listadas a seguir (MME, 2010):

98 (i) Potência instalada (MW);

(ii) Perdas hidráulicas nominais no circuito adutor (m); (iii) Rendimento da turbina (%);

(iv) Rendimento do gerador (%); (v) Queda líquida nominal (m); e

(vi) Alteração do número de unidades geradoras.

O acréscimo de potência eleva o MUST (Montante de Utilização do Sistema de Transmissão) e consequentemente a tarifa de uso dos sistemas de transmissão. O MUST é o encargo setorial relacionado à potência contratada de uma usina ao se conectar ao sistema de transmissão de energia elétrica.

A garantia física de potência é exigida como lastro para comercialização de energia5_{, mas}

não se constitui em serviço com valor comercial, apesar de ser essencial como reserva de capacidade para o atendimento à carga. Os agentes geradores e comercializadores devem possuir lastro de potência, o que origina, quando necessário, transações posteriores para liquidação de diferenças não contratadas.

A falta de regulação específica para comercialização de reserva de potência no horizonte de longo prazo ocasiona a subvalorização dos ativos de geração operacionalmente adequados para atendimento à ponta de carga, principalmente nos casos de ampliação da capacidade instalada de usinas existentes. A valoração destes serviços de geração poderá, no médio prazo, reduzir os custos sociais de interrupção, tanto os custos preventivos suportados pelos Encargos de Serviço do Sistema (ESS), quanto os corretivos representados pelos custos de interrupção do fornecimento.

O ONS vem utilizando, nos últimos anos, energia proveniente de usinas termelétricas para atender a demanda no horário de ponta de carga. Como esta forma de geração é mais cara, a conta de energia elétrica dos consumidores tende a aumentar. Por conta disto, o Operador Nacional defende a criação de estímulos para investimentos na ampliação da capacidade instalada nas usinas hidrelétricas existentes (Gomes, 2013).

A Nota Técnica nº 026/2011-SRG/ANEEL, tal qual proposto nesta dissertação, trata a repotenciação de usinas hidrelétricas como uma questão de atendimento à demanda máxima, com

5 _{O Decreto nº 5.163/2004 determina que 100% do consumo de distribuidores e consumidores livres sejam cobertos} em termos de energia e potência, através de geração própria e contratos de compra de energia. A apuração da cobertura da contratação de potência, realizada desde 2009, está prevista para ser efetivada, em termos de penalidades, a partir de 2014.

99

ganhos energéticos provenientes do turbinamento de vazões que seriam vertidas.

O atendimento à demanda máxima associado à reserva de potência operativa, bem como o controle secundário de frequência do sistema, são serviços ancilares com previsão legal de remuneração e competência delegada à ANEEL para estabelecer os mecanismos desta remuneração (ANEEL, 2011).

Nestas condições, a melhor alternativa de curto / médio prazo analisada até o momento pela Superintendência dos Serviços de Geração da ANEEL (SRG/ANEEL), para incentivo à instalação de unidades geradoras adicionais e mitigação dos problemas de atendimento à demanda máxima, é a realização de leilões para contratação e disponibilização dos serviços ancilares de reserva de potência operativa, em MW, e controle secundário de frequência do sistema. Tais leilões devem privilegiar os menores preços para a disponibilização desses serviços ao longo da vida útil das novas unidades geradoras, estabelecendo-se uma receita anual ou mensal suficiente para a amortização dos investimentos e suporte dos custos de operação e manutenção pelo empreendedor.

O acréscimo de garantia física, mesmo que em valores pouco significativos, pode ser utilizado para comercialização no ambiente livre ou regulado, devendo a receita proveniente estimular o empreendedor a reduzir seu preço nos leilões propostos acima.

É oportuno salientar que, apesar desta contratação objetivar o incremento de RPO disponível no sistema, não necessariamente este adicional de potência deve ser utilizado somente como RPO e controle secundário de frequência. O ONS, por sua prerrogativa e competência, define quais unidades geradoras farão parte da RPO e quais participarão do despacho energético em cada instante. Assim, com uma maior folga, o ONS pode planejar a utilização da RPO de forma mais adequada nos momentos de atendimento à demanda máxima, quando o sistema mais necessita de recursos disponíveis.

A MP 579/2012, convalidada na Lei nº 12.783/2013, que propõe a antecipação da renovação das concessões do setor elétrico que vencem entre 2012 e 2017, produziu um impacto negativo sobre as iniciativas e o planejamento de repotenciação das usinas hidrelétricas dos agentes de geração que não optaram pela renovação de suas concessões nos termos daquela MP. Neste caso se encontram, por exemplo, a CEMIG (usinas São Simão e Jaguara), a COPEL (usina Foz do Areia) e a CESP (usina Jupiá).

O poder concedente poderá autorizar, conforme regulamento, a ampliação de usinas hidrelétricas cujas concessões forem prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, observado o

100

princípio da modicidade tarifária. As concessões que não forem prorrogadas, nos termos desta Lei, serão licitadas, na modalidade leilão, por até trinta anos.

O novo contrato de concessão prevê que as geradoras terão direito a uma receita anual fixada pela ANEEL, denominada Receita Anual de Geração (RAG). A RAG possui uma parcela de “custos gerenciáveis”, denominada custo da Gestão dos Ativos de Geração (GAG), outra de encargos de uso e conexão, e uma terceira parcela para ajuste conforme a indisponibilidade apurada.

A recente Audiência Pública (AP) nº 031/2014, proposta pela ANEEL com prazo para contribuições entre três de julho e trinta e um de agosto de 2014, teve como objetivo a obtenção de subsídios para o aprimoramento da regulamentação do parágrafo 6º do artigo 1º da Lei nº 12.783/2013 (Lei das concessões). O parágrafo 6º trata da realização de investimentos que serão considerados nas tarifas, com vistas a manter a qualidade e a continuidade da prestação do serviço

pelas usinas hidrelétricas

(http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/dspListaAudiencia.cfm?attAnoAud=2014&attAno FasAud=2014&id_area=13, acesso em 15/08/2014).

Neste contexto, usinas hidrelétricas com concessão renovada deverão ter plano de investimentos para melhorias e ampliações passíveis de remuneração, a serem feitos a cada cinco anos. Esses investimentos se somariam à RAG definida para cada empreendimento na prorrogação dos contratos de concessão. No caso das ampliações, o valor aplicado seria incorporado à receita no reajuste posterior à conclusão da obra.

Em caso de ampliação da capacidade instalada por inclusão de novas unidades geradoras, é necessária a autorização do poder concedente. Com o aumento da potência, a parcela de operação e manutenção teria um incremento por volta de R$ 130.000,00 / MW ampliado, em valores de outubro de 2012. Calculado pela média do custo de operação e manutenção das usinas com contratos renovados, esse valor seria ajustado e incorporado ao custo global de operação e manutenção na revisão tarifária, quando passaria a compor a base de remuneração.

101