a) características do processo de produção
Por ser uma Companhia eminentemente distribuidora de energia elétrica, a Companhia depende basicamente da energia elétrica que lhe é suprida pelas companhias de geração de energia elétrica.
Para o atendimento do seu mercado, a Coelce firma contratos de compra de energia de longo prazo. Atualmente, a COELCE possui contratos até o ano de 2044. Por conta das variações na economia e consequente impacto no mercado, periodicamente é feito uso dos mecanismos de ajustes de contratos para adequação aos limites regulatórios, seja cedendo ou adquirindo contratos.
b) características do processo de distribuição
Área de Concessão – Estado do Ceará
A Coelce é responsável pela distribuição de energia elétrica do Estado do Ceará, sendo eleita a melhor distribuidora de energia elétrica do Brasil pela ABRADEE, por seis anos consecutivos, de 2009 até 2014. A Companhia atende uma população de 8,8 milhões de pessoas (conforme dados obtidos do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE) nos 184 municípios do Estado, em um território de 149 mil quilômetros quadrados.
A Coelce encerrou o ano de 2015 com 3.757.580 unidades consumidoras (“consumidores”), 3,7 % superior ao número de consumidores registrado ao final de 2014. O acréscimo observado entre os períodos analisados está concentrado na classe residencial (convencional e baixa renda) e rural, com mais 82.090 novos consumidores.
Ao final de 2015, empregava 6.919 colaboradores, sendo 1.186 próprios e 5.733 de empresas parceiras. Sua sede está localizada na capital, Fortaleza, onde também possui uma central de atendimento emergencial, responsável pela Região Metropolitana. Conta ainda com mais seis unidades administrativas e 201 lojas de atendimento.
Sistema de Distribuição – Rede Básica
O Estado do Ceará é suprido através de linhas de transmissão da rede básica em 500kV e 230KV, a saber: (i) uma linha de transmissão de 500kV derivada da Usina Hidroelétrica de Luiz Gonzaga, passando pelas subestações de Milagres, Quixada e Fortaleza II; (ii) duas linha de transmissão de 500kV derivada da Subestação Presidente Dutra, passando pelas subestações de Teresina II, Sobral III e Fortaleza II; (iii) três linhas de transmissão de 230kV derivadas do complexo das Usinas de Paulo Afonso, passando pelas subestações de Bom Nome, Milagres, Iço (via derivação da linha de transmissão 04 M3 entre as subestações de Milagres e Banabuiú), Banabuiú, Russas (via anel fechado entre as subestações Banabuiú, Mossoró e Russas) e Fortaleza I; (iv) duas linhas de transmissão de 230kV derivadas da Usina Hidroelétrica de Boa Esperança, passando pelas subestações Teresina I; (v) uma linha de transmissão derivada da subestação de Teresina I, passando pelas subestações de Piripiri, Sobral II e Cauipe; (vi) três linhas de transmissão derivadas da subestação de Fortaleza II, passando pela subestação de Cauipe. (vii) três linhas de transmissão de 230kV derivadas da subestação de Fortaleza II, passando pela subestação de Fortaleza I; (viii) dois circuitos (duplo) em 230kV derivados da subestação de Fortaleza II, passando pela subestação de Delmiro Gouveia e dois circuitos 230kV derivados da subestação de Sobral IIII, passando pela subestação de Sobral II.
As subestações pertencentes à rede básica em 500kV e 230kV que atendem ao estado do Ceará são: (i) subestação de Sobral III (secionadora/abaixadora 1x600MVA – 500/230kV); (ii) subestação de Fortaleza II (secionadora/abaixadora 3 x 600MVA – 500/230kV); (iii) subestação de Milagres (abaixadora 1x600MVA – 500/230kV); (iv) subestação de Quixada (seccionadora); (v) subestação de Milagres (secionadora/abaixadora 2 x 100MVA – 230/69 kV); (vi) subestação de Taua (abaixadora 1 x 100MVA – 230/69 kV); (vii) subestação de Ico (secionadora/abaixadora 1 x 100MVA – 230/69 kV); (viii) subestação de Banabuiu (secionadora/abaixadora 2 x 33MVA + 1 X 50MVA – 230/69kV); (ix) subestação de Russas (secionadora/abaixadora 2 x 100MVA – 230/69kV); (x) subestação de Delmiro Gouveia (abaixadora 4 x 100MVA – 230/69kV); (xi) subestação de Fortaleza I (abaixadora 4 x 100MVA – 230/69kV); (xii) subestação de Pici (abaixadora 2 x 100MVA – 230/69kV) (xiii) subestação de Cauipe (secionadora/abaixadora 2 x 100MVA – 230/69kV); e (xiv) subestação de Sobral II (secionadora/abaixadora 3 x 100MVA – 230/69kV).
Sistema de Distribuição – Alta Tensão
As linhas que abastecem as subestações de distribuição da Companhia e consumidores classe A 3 (classe de tensão 72,5kV) têm origem a partir das subestações 230/69kV.
O subsistema elétrico suprido através de cada uma destas subestações define uma região elétrica de operação, também denominada de ponto de entrega ou ponto de suprimento em 69kV. Atualmente há três em operação na Cidade de Fortaleza (Fortaleza, Pici e Delmiro Gouveia), um na Região Metropolitana de Fortaleza (Cauipe), um na região Norte do Estado (Sobral II) e Cinco nas regiões Centro-Oeste, Centro e Sul do Estado (Milagres, TauaIço, Banabuiú e Russas II).
c) características dos mercados de atuação, em especial:
i. participação em cada um dos mercados
O contrato de concessão da Companhia prevê exclusividade para a distribuição de energia dentro de sua área de concessão (monopólio natural da rede de distribuição), não se incluindo aí a venda de energia para os clientes livres. A legislação do setor elétrico prevê que, sob determinadas condições, alguns de seus clientes se tornem consumidores livres, o que lhes possibilita contratar a compra de energia elétrica diretamente de geradoras ou comercializadoras. Quando esses clientes escolhem outro fornecedor de energia elétrica, podem negociar o preço da energia (commodity) com o fornecedor de sua escolha e pagam uma
7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais
transmissão, onde a distribuidora recebe os custos envolvidos na distribuição e a remuneração do seu ativo, uma vez que a energia apenas é repassada para o cliente na tarifa.A Companhia fechou 2015 com 72 clientes livres, um acréscimo de 1 novo clientes, que representa um incremento de 1,4% em relação ao número registrado no fechamento de 2014.
ii. condições de competição nos mercado
Atualmente, as distribuidoras adquirem parte da energia necessária para atendimento de seu mercado cativo por meio dos contratos iniciais, pelos quais o suprimento de energia é realizado a preços regulados pelo poder concedente (União). Esse suprimento, com preço mais baratos, proporciona o repasse de custos menores aos consumidores finais através das tarifas de fornecimento.
As recontratações devido à descontratação dos contratos iniciais ocorrerão por meio de leilão, e certamente serão a preços competitivos já que serão realizados com as "energias velhas". Essa perspectiva de negociação no pool de energias descontratadas com os distribuidores deve-se ao fato do Governo Federal promover a modicidade tarifária para os consumidores cativos.
Considerando a condição a ser aplicada pelo modelo do setor elétrico, para contratação de energia necessária ao atendimento da expansão do mercado, cujas contratações serão realizadas através do pool por mecanismo de licitação, espera-se que o resultado seja a preços competitivos, contribuindo para a modicidade das tarifas das distribuidoras.
As concessionárias distribuidoras não poderão desenvolver atividades de geração, de transmissão e de venda direta de energia elétrica para consumidores livres, exceto quando praticarem tarifas reguladas. O modelo elimina a possibilidade de contratação bilateral entre distribuidores e geradores, não permitindo tampouco a livre contratação entre empresas relacionadas, preservando, entretanto, os contratos já homologados pela ANEEL.
As novas regras mantêm a possibilidade da comercialização de energia livremente negociada para os grandes consumidores, que, atendendo certas condições, poderão adquirir energia diretamente de comercializadoras e produtores independentes. Para exercerem essa opção, deverão atender as condições contratuais, e na inexistência dessas, só poderão exercer a opção de serem livres no intervalo entre 12 e 36 meses a partir da manifestação formal à concessionária. O prazo para retornar à condição de consumidor cativo é de cinco anos, podendo este prazo ser reduzido a critério da distribuidora. Aquele que exercer a opção por ser livre deverá garantir o atendimento à totalidade de sua carga, mediante contratação, com um ou mais fornecedores, sujeito à penalidade pelo descumprimento dessa obrigação.
O modelo reduziu as possibilidades de concorrência entre distribuidoras, auto-produtores e produtores independentes, principalmente se a energia destes for de origem de novas gerações que possuem preços mais elevados.
Por outro lado, a implementação do realinhamento tarifário, determinado pelo Governo Federal, causará a elevação do custo da energia de preço regulado das distribuidoras para os consumidores finais atendidos nos níveis de tensões A1, A3 e A4, fato que certamente estimulará a auto-produção ou contratação diretamente de produtores independentes.
Em um esforço para promover o aumento da concorrência, a ANEEL, em março de 1998, estabeleceu limites à concentração de certos serviços e atividades do setor elétrico. Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de tais serviços, de acordo com os quais, com exceção de empresas que participam do Programa Nacional de Privatização (que precisam apenas cumprir tais limites desde que sua reestruturação societária final seja consumada):
• nenhuma geradora, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos, poderá deter mais de 20% da capacidade instalada do Brasil, 25% da capacidade instalada da região sul/sudeste/centro-oeste ou 35% da capacidade instalada da região norte/nordeste;
• nenhuma distribuidora, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos, poderá responder por mais de 20% do mercado de distribuição do Brasil, 25% do mercado de distribuição na região sul/sudeste/centro-oeste ou 35% do mercado de distribuição na região norte/nordeste;
• nenhuma companhia de comercialização, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos, poderá negociar mais de 20% da energia comercial final do Brasil (consumidores finais), 20% da energia elétrica comercial intermediária do Brasil (entre empresas), e 25% do mercado comercial total do Brasil (consumidores e empresas); e
• nenhuma distribuidora poderá adquirir de geradora afiliada ou gerar por si mais de 30% das necessidades de energia total de seus consumidores cativos (denominado limite de auto-contratação). As geradoras e distribuidoras sujeitas aos limites acima são companhias ou consórcios detentores de concessões, permissões ou autorizações, conforme o caso, para gerar ou distribuir energia elétrica, ou agentes que detêm ações do grupo de controle da empresa geradora ou distribuidora. No caso de agente que detenha ações do grupo de controle de empresa geradora ou distribuidora, o cálculo de tais limites toma por base o número de ações ordinárias da companhia detidas pelo agente nestas empresas. No caso de sociedade de responsabilidade limitada, o cálculo toma por base a participação do agente no capital da companhia. A chamada auto-contratação (autorização para as distribuidoras comprarem até 30% de suas necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica de empreendimento de geração próprio) não será mais permitida, exceto em relação a contratos devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras poderão, no entanto, comprar energia elétrica de partes relacionadas quando participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica no ACR e a geradora vencedora da licitação for uma parte relacionada da distribuidora.
7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais
O consumo e, consequentemente, a venda de energia elétrica oscilam em decorrência da variação de temperatura e da atividade comercial e industrial. Assim, as vendas da Companhia são maiores no verão, em razão das temperaturas elevadas, e à proximidade das festas de final de ano, em razão do aumento da atividade industrial e comercial.Trimestre
2013 Energia Requerida pelo
Sistema (GWh)
2014 Energia Requerida pelo
Sistema (GWh)
2015 Energia Requerida pelo
Sistema (GWh) Média (GWh) 1° TRI 3.677 3.071 3.189 3.313 2° TRI 3.277 3.079 3.200 3.185 3° TRI 3.241 3.266 3.241 3.249 4° TRI 3.576 3.390 3.386 3.451
e) principais insumos e matérias primas, informando:
i. descrição das relações mantidas com fornecedores, inclusive se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável
ii. eventual dependência de poucos fornecedores iii. eventual volatilidade em seus preços
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico instituiu a contratação de energia por meio de leilões em um esforço para reestruturar o Setor de Energia Elétrica a fim de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter capacidade de geração e garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas moderadas por meio de processos competitivos de leilões públicos de energia.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes na regulamentação do setor elétrico brasileiro visando (1) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter a capacidade de geração e (2) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas módicas por meio de processos de leilões públicos de compra e venda de energia elétrica.
A tabela abaixo indica a quantidade total de energia comprada pela Coelce de cada fornecedor nos períodos indicados.
Compra de energia (GWh)
2015 Var. % 2014 Var. % 2013 Var.%
Central Geradora Termelétrica Fortaleza - CGTF 2.690 - 2.690 - 2.690 -
Centrais Elétricas - FURNAS 1.243 7,4% 1.343 2,5% 1.377 18,2%
Companhia Hidroelétrica do São Francisco - CHESF 1.503 6,8% 1.613 0,9% 1.599 36,2%
Companhia Energética de São Paulo - CESP 438 25,9% 348 38,5% 566 17,7%
Eletronorte 396 33,1% 592 57,9% 375 23,3%
COPEL 166 7,1% 155 36,7% 245 49,1%
CEMIG 221 63,7% 135 70,2% 453 21,1%
PROINFA 242 3,9% 233 3,1% 226 3,2%
Outros 3.983 43,5% 2.775 5,6% 2.627 0,2%
Total - Compra de Energia s/ CCEE 12.159 8,9% 11.161 0,5% 11.101 6,4%
Liquidação na CCEE 419 24,1% 552 53,3% 360 168,7%
Total - Compra de Energia 12.578 7,4% 11.713 2,2% 11.461 11,3%
Além disso, a volatilidade no preço da energia elétrica adquirida é, geralmente, causada por flutuações de carga, causas hidrológicas, falha de equipamentos e variação do preço do combustível.
No curto prazo, a baixa volatilidade é devida aos grandes reservatórios existentes, cuja capacidade permite facilmente a transferência de energia de horários fora da ponta, para horários na ponta.
Já no médio prazo, a volatilidade é mais expressiva e ocorre porque sistemas hidrelétricos são projetados para garantir o atendimento da demanda sob condições hidrológicas adversas, o que ocorre com baixa frequência, ou seja, na maior parte do tempo há excedente temporário de energia, o que resulta em preços baixos. Por outro lado, se um período de seca ocorre, o preço pode crescer drasticamente e até alcançar o custo de racionamento, como em 2010. Basicamente, esta alta acentuada do preço em situações de secas ocorre pela necessidade de despachar térmicas para atender a demanda e evitar o esvaziamento “total” dos reservatórios do sistema.