UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA CENTRO TECNOLÓGICO
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
Thiago de Souza Santos
Contratação de Energia Elétrica por Grandes Consumidores no Mercado Cativo e no Mercado Livre
Florianópolis 2020
Thiago de Souza Santos
Contratação de Energia Elétrica por Grandes Consumidores no Mercado Cativo e no Mercado Livre
Dissertação submetida ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Santa Catarina para a obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Erlon Cristian Finardi, Dr.
Coorientador:Prof. RubipiaraCavalcanteFernandes, Dr.
Florianópolis 2020
Thiago de Souza Santos
Contratação de Energia Elétrica por Grandes Consumidores no Mercado Cativo e no Mercado Livre
O presente trabalho em nível de mestrado foi avaliado e aprovado por banca examinadora composta pelos seguintes membros:
Prof. Gueibi Peres Souza, Dr. Universidade Federal de Santa Catarina
Prof. Edison Antônio Cardoso Aranha Neto, Dr. Instituto Federal de Santa Catarina
Certificamos que esta é a versão original e final do trabalho de conclusão que foi julgado adequado para obtenção do título de mestre em Engenharia Elétrica obtido pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Santa Catarina.
__________________________________________ Prof. Richard Demo Souza, Dr.
Coordenador do PPGEEL em exercício - UFSC
__________________________________________ Prof. Erlon Cristian Finardi, Dr.
Orientador Florianópolis, 2020. Erlon Cristian Finardi:0203 6474918 Assinado de forma digital por Erlon Cristian
Finardi:02036474918 Dados: 2020.01.16 14:21:59 -03'00' Documento assinado digitalmente Richard Demo Souza
Data: 17/01/2020 09:51:10-0300 CPF: 004.267.379-89
Este trabalho é dedicado à minha mãe, Eliane Maria dos Santos, pelo incentivo e apoio em toda esta jornada.
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus pela minha existência, saúde, sabedoria e por me dar força, perseverança e paciência para concluir este trabalho.
À minha família por fazer parte do meu desenvolvimento. Em especial à minha mãe Eliane Maria dos Santos e minha avó Hilda Barbosa dos Santos (in memoriam) que sempre me apoiaram, me incentivaram e acreditaram no meu potencial.
Ao orientador prof. Erlon Cristian Finardi e ao coorientador prof. Rubipiara Cavalcante Fernandes pelo auxílio e contribuições na elaboração desta dissertação.
Aos membros da banca examinadora prof. Gueibi Peres Souza e prof. Edison Antônio Cardoso Aranha pela disponibilidade em avaliar este trabalho.
A todos os professores do LABPLAN e do LABSPOT pelos conhecimentos e experiências compartilhadas nas disciplinas ministradas. Ao professor Roberto de Souza Salgado por me incentivar a fazer o mestrado desde os tempos da graduação.
A todos os colegas de turma da pós-graduação pelo companheirismo, troca de experiências e momentos de descontração. Em especial, ao Samir Walker Fernandes, ao Gilseu Von Muhlen e ao Eduardo H. T. Schneiders pela parceria nos estudos ao longo das disciplinas.
Aos colegas do LABPLAN que acompanharam o desenvolvimento desta dissertação. À Renata Pedrini, ao Bruno Rocha Colonetti e ao Kenny Vinente dos Santos por todos os esclarecimentos e ajuda na implementação dos modelos de otimização utilizados neste trabalho. Também à secretária do LABPLAN Luciana Cabral Teixeira pela solicitude e presteza de sempre em nos atender no laboratório.
Aos colegas de trabalho do Departamento de Projetos de Arquitetura e Engenharia - DPAE e aos demais colegas da UFSC. Em especial à técnica em eletrotécnica Juliana de Alano Scheffer e ao engenheiro Denis Bertazzo Watashi por sempre estarem disponíveis a discutir e contribuir com o trabalho.
Aos meus amigos Fabio Pádua dos Santos e Leandro de Souza pela amizade de longa data e por me encorajar a manter o foco na conclusão desta dissertação.
“Quem caminha sozinho pode até chegar mais rápido, mas aquele que vai acompanhado, com certeza vai mais longe.” (LISPECTOR, 2019)
RESUMO
A busca pela redução dos custos operacionais é uma prática contínua dentro dos ambientes coorporativos, seja ele público ou privado. Em virtude da dependência cada vez maior do uso de equipamentos eletroeletrônicos na sociedade atual, como motores elétricos para produção industrial e os aparelhos de ar-condicionado para conforto térmico, as despesas com o consumo de energia elétrica vêm crescendo nas instituições. Uma das formas de diminuir os gastos monetários da fatura de energia dos grandes consumidores é através de uma gestão contratual adequada. Neste sentido, este trabalho propõe uma metodologia de contratação de energia que visa a minimização dos custos de um grande consumidor do Setor Elétrico Brasileiro, tendo em vista o seu perfil de consumo e as condições de mercado. Basicamente, o método é composto por duas etapas. A primeira consiste em realizar previsões dos valores futuros do consumo de energia e potência com o modelo SARIMA. A segunda objetiva solucionar o problema da contratação de energia nas modalidades tarifárias verde e azul do Ambiente de Contratação Regulada e no Ambiente de Contratação Livre, por meio do uso de modelos de otimização que minimizam o custo pelo lado do consumidor. De posse dos custos ótimos de cada modalidade de contratação é feita uma análise comparativa dos dados para a tomada de decisão. Para a realização dos experimentos computacionais e validação do método proposto foi adotada a unidade consumidora “Cidade Universitária” da Universidade Federal de Santa Catarina. De acordo com os resultados obtidos, verificou-se que a alternativa de contratação mais adequada para o consumidor avaliado foi o mercado livre. A redução das despesas com energia elétrica no Ambiente de Contratação Livre para o período entre janeiro de 2016 e dezembro de 2018 seria em torno de R$ 4,8 milhões. Na modalidade tarifária verde a redução dos gastos seria próxima de R$ 150 mil. Em contrapartida a modalidade tarifária azul não apresentou resultados satisfatórios.
Palavras-chave: Contratação de energia elétrica. Ambiente de Contratação Regulado.
ABSTRACT
The search to reduce operating costs is an ongoing practice in the corporate environment, whether it is public or private. Nowadays, the dependence on the use of electro-electronic equipments is increasing, such as electric motors for industrial production and air conditioning devices for thermal comfort, which affects the increase of electricity expenses in companies. One way to lower the energy bills of large consumers is doing proper contract management. Thus, this work proposes an energy contracting methodology that aims to minimize the costs of a large consumer of the Brazilian Electric Sector, considering their consumption profile and market conditions. Basically, the method consists of two steps. The first one is composed of performing predictions of future values of electricity consumption and power demand with the SARIMA model, based on the historical database of the variables. The second step aims to solve the problem of the energy contracting in the Environment of Regulated Contracting, associated with the green and blue tariffs, and also the Environment of Free Contracting, using optimization models in order to minimize the cost on the side of the consumer. With the optimal costs of each contracting type, a data comparative analysis is performed for decision making. To perform the computational experiments, the consumer unit “Cidade Universitária” of the Federal University of Santa Catarina was used. According to the results obtained, it was found that the most suitable hiring alternative for the evaluated consumer was the free market. The reduction in electricity expenses in the Free Contracting Environment for the period between January 2016 and December 2018 would be around R$ 4.8 million. In the green tariff, the reduction of expenses would be close to R$ 150 thousand. However, the blue tariff did not present satisfactory results.
Keywords: Energy contracting. Regulated Contracting Environment. Free Contracting
Environment. Forecast data. Optimization models.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Ambientes de Comercialização de energia no Brasil. ... 26
Figura 2 – Estrutura do setor elétrico resultante do Projeto RE-SEB. ... 35
Figura 3 – Composição do valor final da Energia Elétrica... 39
Figura 4 – Modalidades tarifárias do ACR para consumidores do grupo A. ... 44
Figura 5 - Tarifas CELESC - Subgrupo A4 (Vigência: 08/2018 a 08/2019). ... 46
Figura 6 – Evolução de Agentes por classe. ... 47
Figura 7 – Consumo de energia por segmento de mercado. ... 48
Figura 8 – PLD do Submercado Sul – Jan/2013 a Mar/2019. ... 50
Figura 9 – Dados necessários para o cálculo do PI. ... 52
Figura 10 - Estrutura da metodologia. ... 54
Figura 11 – Dados observados e obtidos pelo modelo de previsão ... 59
Figura 12 - Curva de distribuição Normal com a representação do VaR e CVaR. ... 62
Figura 13 - Liquidação da diferença entre energia contratada e consumida. ... 75
Figura 14 - Unidades Consumidoras do Campus Trindade – UFSC. ... 82
Figura 15 - Perfil de consumo da UC “Cidade Universitária” entre 2016 e 2018. ... 83
Figura 16 - Demanda de potência contratada em 2016 – Tarifa Verde. ... 86
Figura 17 - Demanda de potência contratada em 2017 – Tarifa Verde. ... 87
Figura 18 - Demanda de potência contratada em 2018 – Tarifa Verde. ... 87
Figura 19 - Penalidades – Tarifa Verde. ... 88
Figura 20 - Custo da contratação de demanda de potência – Tarifa Verde. ... 89
Figura 21 – Economia dos modelos propostos – Tarifa Verde. ... 89
Figura 22 – Penalidades - Simulações out-of-sample - Tarifa Verde. ... 91
Figura 23 – Custos com contratação - Simulações out-of-sample - Tarifa Verde. ... 91
Figura 24 - Demanda de potência contratada na Ponta em 2016 – Tarifa Azul. ... 92
Figura 25 - Demanda de potência contratada na Ponta em 2017 – Tarifa Azul. ... 93
Figura 26 - Demanda de potência contratada na Ponta em 2018 – Tarifa Azul. ... 93
Figura 27 - Penalidades – Tarifa Azul. ... 95
Figura 28 - Custos com a contratação de energia – Tarifa Azul. ... 95
Figura 29 – Economia dos modelos propostos – Tarifa Azul. ... 96
Figura 30 – Penalidades - Simulações out-of-sample - Tarifa Azul. ... 97
Figura 32 – Simulações para o modelo estocástico com λ=0,5 em 2016. ... 99
Figura 33 – Preço de Indiferença – ACL x ACR. ... 99
Figura 34 – Energia contratada em 2016 – ACL. ... 100
Figura 35 – Energia contratada em 2017 – ACL. ... 101
Figura 36 – Energia contratada em 2018 – ACL. ... 101
Figura 37 – Estimativa de PLD x PLD ocorrido x Preço do contrato. ... 102
Figura 38 – Exposição ao PLD. ... 103
Figura 39 – Custos com a contratação de energia – ACL. ... 104
Figura 40 – Economia dos modelos propostos – ACL. ... 104
Figura 41 – Penalidades - Simulações out-of-sample – ACL. ... 105
Figura 42 – Custos com contratação - Simulações out-of-sample – ACL. ... 106
Figura 43 – Economia - Simulações out-of-sample – ACL... 106
Figura 44 – Série de dados e previsão para 2016 da demanda fora de ponta. ... 122
LISTA DE QUADROS
Quadro 1 - Políticas de contratação no ACR e no ACL. ... 27
Quadro 2 - Modelo Antigo e Modelo Resultante do Projeto RE-SEB. ... 34
Quadro 3 – Modalidades do Sistema de Bandeiras Tarifárias. ... 41
Quadro 4 – Classificação dos consumidores no ACR. ... 41
Quadro 5 – Faturamento do MUSD. ... 43
Quadro 6 – Categorias dos consumidores no ACL ... 47
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Consumo por Classe (TWh). ... 25
Tabela 2 – Dados da UC “Cidade Universitária”. ... 83
Tabela 3 – Previsões da Demanda de Potência fora de ponta. ... 123
Tabela 4 – Previsões da Demanda de Potência ponta. ... 124
Tabela 5 – Previsões da Energia fora de ponta. ... 125
Tabela 6 – Previsões da Energia ponta. ... 126
Tabela 7 – Geração de cenários para Demanda de Potência fora de ponta. ... 128
Tabela 8 – Geração de cenários para Demanda de Potência ponta. ... 129
Tabela 9 – Geração de cenários para Energia fora de ponta. ... 130
Tabela 10 – Geração de cenários para Energia ponta. ... 131
Tabela 11 – Tarifas na modalidade verde. ... 133
Tabela 12 – Tarifas na modalidade azul. ... 134
Tabela 13 – TUSD para consumidor livre – modalidade verde. ... 135
Tabela 14 – PLD médio mensal do Submercado Sul (Valores ocorridos). ... 137
Tabela 15 – Valores esperados dos cenários de PLD médio mensal... 137
Tabela 16 – Limites do Preço de Liquidação de Diferenças ... 137
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ACL Ambiente de Contratação Livre ACR Ambiente de Contratação Regulada ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ARIMA Autoregressive Integrated Moving Average (Autorregressivo Integrado de Média Móvel)
CCEAL Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Livre CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CCEI Contrato de Comercialização de Energia Incentivada CCER Contrato de Compra de Energia Regulada
CCPE Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos CELESC Centrais Elétricas de Santa Catarina
CNPE Conselho Nacional de Política Energética
COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social CUSD Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
CVAR Conditional Value at Risk (Valor Condicional do Risco) DPAE Departamento de Projetos de Arquitetura e Engenharia EPE Empresa de Pesquisa Energética
ESS Encargos de Serviços do Sistema
FIRJAN Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro ICMS Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços IP Informação Perfeita
MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica MLE Mercado Livre de Energia
MME Ministério de Minas e Energia
MUSD Montante de Uso do Sistema de Distribuição ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico PI Preço de Indiferença
PIS Programa de Integração Social PL Programação Linear
PLIM Programação Linear Inteira Mista
PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
SARIMA Autoregressive Integrated Moving Average with Seasonality (Autorregressivo Integrado de Média Móvel Sazonal)
SEB Sistema Elétrico Brasileiro SIN Sistema Interligado Nacional TE Tarifa de Energia
TUSD Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUST Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão UC Unidade Consumidora
UFSC Universidade Federal de Santa Catarina VAR Value at Risk (Valor do Risco)
SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ... 25 1.1 PROBLEMA ... 26 1.2 OBJETIVOS ... 28 1.2.1 Objetivo Geral ... 28 1.2.2 Objetivos Específicos ... 28 1.3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 29 1.4 PRINCIPAIS CONTRIBUIÇÕES ... 31 1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO ... 31
2 COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL ... 33
2.1 AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA ... 38
2.1.1 Regras de contratação de energia por grandes consumidores - ACR ... 42
2.1.1.1 Contrato de Compra de Energia Regulada ... 42 2.1.1.2 Contrato de Uso do Sistema de Distribuição ... 42 2.1.1.3 Modalidades Tarifárias ... 44 2.2 AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE ... 46
2.2.1 Regras de contratação de energia por grandes consumidores - ACL... 49 2.2.2 Viabilidade de migração para o mercado livre ... 51 3 METODOLOGIA E MODELOS PROPOSTOS ... 53
3.1 METODOLOGIA ... 53 3.2 MODELO DE PREVISÃO ... 54
3.2.1 Metodologia Box-Jenkins (BJ) ... 55
3.2.1.1 Geração de Cenários ... 58 3.3 MODELOS DE OTIMIZAÇÃO ... 60
3.3.1 Otimização da Demanda de Potência Contratada ... 63
3.3.1.1.1 Formulação Determinística ... 66 3.3.1.1.2 Formulação Estocástica ... 67 3.3.1.2 Modalidade Tarifária Azul ... 68 3.3.1.2.1 Formulação Determinística ... 70 3.3.1.2.2 Formulação Estocástica ... 72
3.3.2 Otimização da Energia Contratada ... 74
3.3.2.1 Formulação Estocástica ... 78
4 RESULTADOS ... 81
4.1 ESTUDO DE CASO ... 82 4.2 AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA ... 84
4.2.1 Modalidade Tarifária Verde ... 85
4.2.1.1 Análise Out-of-Sample ... 90
4.2.2 Modalidade Tarifária Azul ... 91
4.2.2.1 Análise Out-of-Sample ... 96 4.3 AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE ... 98
4.3.1 Análise Out-of-Sample ... 105 5 CONCLUSÃO ... 109
5.1 TRABALHOS FUTUROS ... 111
REFERÊNCIAS ... 113 APÊNDICE A – Previsões geradas com o modelo SARIMA ... 121 ANEXO A – Tarifas de Energia Elétrica e de Demanda de Potência ... 133 ANEXO B – Preço de Liquidação das Diferenças ... 137 ANEXO C – Valores Anuais de Referência (VR) ... 139
1 INTRODUÇÃO
Com o intuito de alcançar melhores resultados, as instituições buscam cada vez mais aumentar a produtividade para conservar a saúde financeira e cumprir as metas do plano de negócios. Neste sentido, mudanças organizacionais e estratégias para reduzir os gastos monetários são práticas frequentes nos ambientes coorporativos.
Diante do avanço tecnológico e as facilidades apresentadas pelos dispositivos eletroeletrônicos, a sociedade atual está cada vez mais dependente dos equipamentos elétricos como, por exemplo, o computador para o desenvolvimento das atividades no trabalho e os aparelhos de ar condicionado para o conforto térmico. Desta forma, as despesas com o consumo de energia elétrica são inevitáveis para a maioria das instituições nos dias de hoje.
De acordo com os dados da Tabela 1, em termos de representatividade, o setor industrial é o maior consumidor de energia elétrica no Brasil, seguido do setor residencial e do setor comercial.
Tabela 1 - Consumo por Classe (TWh).
2013 2014 2015 2016 2017 Part. % (2017) Brasil 463,14 474,82 465,71 461,78 467,16 100 Residencial 124,91 132,30 131,19 132,87 134,37 28,8 Industrial 184,69 179,11 169,29 165,31 167,40 35,8 Comercial 83,70 89,84 90,77 87,87 88,29 18,9 Rural 23,46 25,67 25,90 27,27 28,14 6,0 Poder público 14,65 15,36 15,20 15,10 15,05 3,2 Iluminação pública 13,51 14,04 15,33 15,04 15,43 3,3 Serviço público 14,85 15,24 14,73 14,97 15,20 3,3 Próprio 3,38 3,27 3,00 3,36 3,28 0,7 Fonte: EPE (2018).
Segundo FIRJAN (2017, p.1) a energia elétrica é a principal fonte energética para 79% das pequenas e médias indústrias no Brasil, podendo representar mais de 40% de seus custos de produção.
Na área de ensino, pode-se citar a Universidade Federal de Santa Catarina – UFSC que gastou aproximadamente 17,92 milhões de reais com o consumo de energia elétrica em 2018 para atender os diversos Campi e unidades (UFSC, 2019). Segundo dados do Relatório
de Gestão 2018 da UFSC, este montante representou 10,65% dos valores de custeio da Universidade no período em questão.
Assim, estudos que visam a redução dos gastos monetários com energia elétrica tornam-se relevantes, principalmente, para grandes consumidores1. De forma a contribuir
com esta temática, este trabalho propõe uma metodologia de contratação de energia elétrica no mercado brasileiro que minimize os custos de um grande consumidor.
1.1 PROBLEMA
Atualmente existem dois ambientes de contratação de energia elétrica no Brasil: o Ambiente de Contratação Livre (ACL), ou mercado livre, e o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), ou mercado cativo, conforme ilustrado na Figura 1.
Figura 1 – Ambientes de Comercialização de energia no Brasil.
Fonte: CCEE (2015).
O ACR é um mercado de venda de energia elétrica para concessionárias e permissionárias de distribuição de energia, que visa garantir o fornecimento para consumidores cativos por meio de leilões públicos, cuja tarifa é regulada pela ANEEL. Já o ACL é definido como o segmento do mercado no qual se realizam as operações de compra e 1 Considera-se neste trabalho que um grande consumidor é aquele que atende os requisitos para a contratação de
energia no mercado livre, apresentados na seção 2.2 e que no mercado regulado é enquadrado como consumidor do Grupo A, conforme descrito na seção 2.1.
venda de energia elétrica através de contratos bilaterais com preços livremente negociados entre os geradores, comercializadores e consumidores (BRASIL, 2004a; OLIVEIRA, 2017).
Diferentemente dos consumidores cativos que podem contratar energia apenas da distribuidora à qual estão conectados, no mercado livre os consumidores têm liberdade de escolha do fornecedor de energia elétrica (um agente gerador ou uma comercializadora). Neste caso, por existir uma competição de ofertas, o consumidor tem a possibilidade de pagar um preço menor pela energia.
No Quadro 1 são apresentadas as políticas de comercialização da energia e do Montante de Uso do Sistema de Distribuição - MUSD2 (denotado também como demanda de
potência) por grandes consumidores em cada ambiente de contratação.
Quadro 1 - Políticas de contratação no ACR e no ACL.
Ambiente Contrato Política Subcontratação Sobrecontratação
ACR (Grupo A)
MUSD Ex-ante Paga pelo valor consumido
+ Penalidade Paga pelo valor contratado Energia Ex-post Paga pelo valor consumido Paga pelo valor consumido
ACL
MUSD Ex-ante Paga pelo valor consumido + Penalidade Paga pelo valor contratado
Energia Ex-ante
Paga pelo valor contratado + montante não contratado valorado ao PLD +
Penalidade
Paga pelo valor contratado e recebe pelo montante excedente valorado ao PLD
Fonte: Adaptado de EPE (2018).
Primeiramente, cabe destacar que independente da modalidade escolhida para a compra de energia elétrica, deve ocorrer a celebração de dois tipos de contratos: um referente ao consumo efetivo de energia e outro pelo uso da rede de distribuição (ou de transmissão).
No ACR o consumidor fica exposto à incerteza dos valores futuros da demanda de potência e a imprevisibilidade da variação mensal do valor das tarifas, sobretudo devido ao despacho das termelétricas refletido nas faturas como sistema de bandeiras tarifárias (BITTENCOURT, 2016; DANTAS et al., 2015).
De acordo com ANEEL (2010), no caso de subcontratação do MUSD (montante consumido superior a 105% do montante contratado), o consumidor sofre penalidade. Em contrapartida, no caso de sobrecontratação da demanda de potência o consumidor não é
2 Potência ativa média, integralizada em intervalos de quinze minutos durante o período de faturamento, injetada ou requerida do sistema elétrico de distribuição pela geração ou carga, expressa em quilowatts (ANEEL, 2010).
penalizado, mas paga pelo montante não consumido. Com relação ao montante de energia, o consumidor pode variar o consumo sem sofrer penalidades ou contratação em excesso.
No ACL o consumidor fica exposto à incerteza dos valores futuros da demanda de potência como também do montante da energia. No caso de subcontratação ou sobrecontratação de energia, o consumidor fica sujeito ao Preço de Liquidação das Diferenças – PLD. Além disso, aplica-se uma penalidade se houver ausência de lastro no balanço anual do contrato de energia. As regras de comercialização do MUSD no mercado livre são as mesmas praticadas no ACR (BRASIL, 2004a).
Portanto, para a definição de uma estratégia de contratação de energia adequada é necessário:
• Realizar previsão dos valores futuros de potência e de energia da Unidade Consumidora (UC);
• A partir das estimativas obtidas, determinar uma solução ótima que atenda as regras de comercialização de energia e que minimize os custos do consumidor.
1.2 OBJETIVOS
“Toda pesquisa deve ter um objetivo determinado para saber o que se vai procurar e o que se pretende alcançar” (MARCONI; LAKATOS, 2010, p. 140). Neste sentido, os propósitos deste estudo são descritos a seguir.
1.2.1 Objetivo Geral
O objetivo geral deste trabalho consiste em propor uma metodologia de contratação de energia que minimize os custos de um grande consumidor do setor elétrico brasileiro, tendo em vista o seu perfil de consumo e as condições de mercado.
1.2.2 Objetivos Específicos
Os objetivos específicos desta dissertação são:
• Apresentar as regras de comercialização de energia elétrica da modalidade tarifária verde e da modalidade tarifária azul do ACR, bem como do ACL;
• Estimar os valores mensais de potência e de energia do ano seguinte baseado na série de dados histórica de cada variável de interesse, por meio do modelo SARIMA (Autorregressivo Integrado de Médias Móveis Sazonal);
• Formular matematicamente os problemas da contratação de energia nos mercados regulado e livre;
• Aplicar um modelo de otimização que busque o melhor contrato para o consumidor no ACR e um modelo de otimização para verificar a viabilidade econômica da contratação de energia no ACL, através da determinação do Preço de Indiferença (PI);
• Avaliar a qualidade das soluções para o modelo de otimização determinístico e para o modelo de otimização estocástico em cada ambiente de contratação, por meio da Informação Perfeita (IP) e da análise estatística out-of-sample;
• Determinar a estratégia de contratação de energia elétrica mais apropriada para a UC “Cidade Universitária” da UFSC, por meio da comparação entre custos ocorridos e os custos obtidos pelos modelos propostos em 2016, 2017 e 2018.
1.3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Estudos relacionados ao problema da contratação de energia elétrica por um grande consumidor no mercado brasileiro são restritos na literatura. Isso é devido ao fato de que as regras de comercialização são peculiares quando comparadas ao restante do mundo, dado a característica da matriz energética brasileira ser predominante hidroelétrica.
Em Aguiar, O. (2008) é realizado um estudo comparativo entre adquirir energia no ACR e no ACL através de dois critérios de análise. No primeiro é feito o cálculo dos custos de energia no mercado cativo e estimativas de custos no mercado livre para um determinado período a fim de determinar o Preço de Indiferença. No segundo, optou-se pelo método multicritério de apoio à decisão denominado ELECTRE. Este método se baseia na relação de sobreclassificação de forma a tentar ajudar o consumidor em sua escolha. Cabe destacar que em ambos os métodos não é fornecida a solução ótima para o problema.
A pesquisa de Fagundes (2009) analisa as opções de contratação de um grande consumidor no ACL, tendo como balizador o preço da energia praticada no ACR. Tal trabalho propõe uma metodologia para previsão dos preços da energia no mercado cativo e no
mercado livre para a tomada de decisão; no entanto, não se leva em consideração o comportamento do consumidor nem medidas de risco para a minimização dos custos de contratação.
Por sua vez, Lamas (2010) apresenta um método para a avaliação de alternativas de fornecimento de energia para consumidores do grupo A visando a compra pelo menor custo, considerando os dados da unidade consumidora. Realiza-se um estudo comparativo entre as seguintes formas de contratação: ACR, mix entre ACR e autoprodução de energia com grupo gerador, energia convencional no ACL e energia de fontes incentivadas no ACL. Entretanto, não são consideradas técnicas de otimização para a solução do problema.
No estudo de Bittencourt (2011) é desenvolvida uma metodologia para determinação do nível ótimo de contratação de energia elétrica de um grande consumidor no ACL, levando em consideração o seu perfil de consumo e o risco à compra de energia no mercado de curto prazo. O modelo proposto baseou-se na técnica de Monte Carlo e nas ferramentas de análise sob risco VAR (Valor do Risco) e CVAR (Valor Condicional do Risco) para a definição da quantidade de energia a ser contratada pelo consumidor no ACL.
Souza (2012) buscou apresentar a técnica de dinâmica de sistemas aplicada a resolução do problema de comercialização de energia elétrica, na visão dos consumidores potencialmente livres. Foram feitas simulações com quatro perfis de consumidores comparando-se o custo econômico da compra de energia no ACR, o custo de geração própria no horário de ponta e as seguintes variações de compra no ambiente de livre contratação: fontes eólicas, pequena central hidrelétrica e hidrelétrica convencional em diferentes horizontes de estudo.
Por outro lado, o estudo de Bubicz et al. (2014) avaliou os ganhos financeiros e não financeiros que consumidores industriais podem auferir se migrarem para o mercado livre de energia elétrica. Esta pesquisa é baseada em uma síntese de questionários respondidos por empresas que realizaram a migração, sem levar em consideração, no entanto, as condicionantes de implantação e uma avaliação detalhada dos custos.
No artigo de Lima et al. (2015) são propostos modelos de otimização estocástica que visam minimizar os custos de contratação pelo lado do consumidor no ACR e no ACL, a partir da previsão dos valores da demanda de potência e do consumo de energia com o modelo SARIMA. Ressalta-se ainda que foi contemplada a métrica de risco CVaR na função objetivo dos problemas.
Por fim, Bittencourt (2016) deu continuidade na pesquisa de Lima et al. (2015) ao refinar o modelo estatístico e de otimização para a solução do problema da contratação de energia elétrica por grandes consumidores.
1.4 PRINCIPAIS CONTRIBUIÇÕES
Destaca-se que esta dissertação se baseou nos trabalhos de Lima et al. (2015) e Bittencourt (2016) para a modelagem matemática do problema da contratação de energia elétrica por grandes consumidores no ACR e no ACL. As modificações propostas e as principais contribuições desta pesquisa, são descritas a seguir:
• Desenvolvimento de proposta de modelagem da contratação de energia na modalidade tarifária azul do ACR;
• Aperfeiçoamento do modelo de contratação no ACL;
• Análise dos resultados, levando em consideração a qualidade da solução dos modelos de otimização;
• Avaliação de desempenho dos modelos propostos considerando os custos ocorridos nos últimos três anos (não apenas no último ano) para determinar a estratégia de contratação mais adequada.
1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO
A estrutura do trabalho está sumarizada em cinco capítulos, conforme descritos a seguir.
Este capítulo, referente à introdução, expõe a relevância do tema, o problema, os objetivos, a revisão bibliográfica, as principais contribuições da pesquisa e a estrutura do trabalho.
No próximo capítulo, dividido em duas partes, apresenta-se um referencial teórico do tema proposto. Na primeira parte é descrito um breve histórico e o contexto atual do mercado de energia elétrica brasileiro. Na segunda parte são expostas as regras de contratação de energia no ACR e no ACL que embasaram a formulação dos modelos de otimização propostos.
O terceiro capítulo apresenta a metodologia e os modelos propostos para este estudo. Inicialmente, descreve-se a metodologia empregada para o desenvolvimento do trabalho. Em seguida caracteriza-se o modelo SARIMA, aplicado para a previsão da demanda de potência e do consumo de energia elétrica do ano seguinte. São abordadas as principais características da metodologia, a formulação matemática, os testes de especificação e as métricas de avaliação do modelo, bem como o procedimento para a geração de cenários das variáveis supracitadas.
Posteriormente, apresenta-se os modelos de otimização propostos para a solução do problema da contratação de energia na modalidade tarifária verde e na modalidade tarifária azul do ACR, bem como no ACL, visando minimizar os custos pelo lado do consumidor. São mostradas as formulações matemáticas do problema da demanda de potência a ser contratada com a abordagem determinística e estocástica, assim como a formulação estocástica para otimizar o montante de energia a ser contratado.
No quarto capítulo são mostrados os resultados do trabalho. Primeiramente, apresenta-se a unidade consumidora “Cidade Universitária” da UFSC, adotada para a realização das simulações. Em seguida, mostra-se os resultados referentes a contratação de energia no mercado cativo e no mercado livre através da comparação entre os custos obtidos pelos modelos propostos e os custos ocorridos em 2016, 2017 e 2018. Por fim, determina-se a estratégia de contratação de energia elétrica mais adequada para a UC da UFSC, por meio da análise dos resultados obtidos.
No quinto capítulo estão descritas as conclusões do estudo, bem como sugestões de trabalhos futuros.
2 COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL
A indústria de energia elétrica contemporânea tem como principal característica a livre concorrência. Este modelo de mercado estimula a competição na oferta de produtos e na prestação de serviços.
No setor elétrico a concorrência existe apenas nos segmentos potencialmente competitivos (geração e comercialização). As áreas caracterizadas como monopólios naturais (transmissão e distribuição) são fortemente reguladas. Esta regulação é primordial para garantia do acesso aos geradores, comercializadores e consumidores às redes elétricas (BRIGHENTI, 2003).
Neste contexto, a separação entre serviço (transporte da energia) e commodity (energia elétrica) é essencial. Além disso, as atividades de geração, transmissão e distribuição devem ser desempenhadas de forma autônoma e independentes umas das outras (SILVA, 2012).
No Brasil, este modelo mercantil foi instituído em meados da década de 90 com a reestruturação do setor elétrico (Projeto RE-SEB), no qual foi promovido o processo de desverticalização do setor (separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização), que até então era vertical e monopolizada pelo governo na figura de empresas estatais.
Essa reestruturação foi motivada pela crise econômica brasileira dos anos 80, no qual o governo, proprietário e controlador do sistema elétrico encontrava-se descapitalizado. Naquela época, apesar de existir uma crescente demanda por energia elétrica, houve redução nos investimentos para a ampliação das redes de transmissão e distribuição, bem como na construção de novos parques geradores. Desta forma, o sistema começou a apresentar riscos de déficit de energia que poderiam comprometer o pleno atendimento da demanda, e, consequentemente, inviabilizar o desenvolvimento econômico de país (DALMOLIN, 2001).
Assim, atrelado ao processo de desverticalização do setor foi necessária a abertura do mercado de energia para entrada de capital privado, a fim de impulsionar a expansão do Sistema Elétrico Brasileiro.
Um dos desdobramentos do Projeto RE-SEB foi a criação do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, ambiente para realização das transações de compra e venda de energia. Anteriormente a reestruturação não existiam contratos de comercialização entre geradoras e distribuidoras. Os montantes eram acordados em reuniões setoriais através de
grupos de trabalho, e as disputas eram resolvidas de forma conciliadora pela Eletrobrás (ARAÚJO, 2002).
Adicionalmente, foram criadas a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, responsáveis, respectivamente, pela regulação e operação do sistema elétrico nacional. Cabe destacar também a fundação do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE e do Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos – CCPE.
O CNPE é um órgão de assessoramento do Presidente da República para a formulação de políticas e diretrizes de energia, enquanto o CCPE teve como atribuição coordenar o planejamento da expansão da geração e transmissão de energia (função atual da Empresa de Pesquisa Energética - EPE).
No Quadro 2 são indicadas as diferenças entre o modelo anterior e o modelo resultante do Projeto RE-SEB. Na Figura 2 é apresentada a estrutura institucional do setor elétrico ao final da reestruturação da década de 90.
Quadro 2 - Modelo Anterior e Modelo Resultante do Projeto RE-SEB.
Modelo Anterior (Até 1995) Modelo de Livre Mercado (1995 a 2003) Financiamento Recursos públicos. Recursos públicos (BNDES) e privados (outros bancos).
Estrutura do setor elétrico
Empresas verticalizadas.
Empresas divididas por atividade: geração, transmissão, distribuição e comercialização.
Predominância de empresas
estatais. Abertura e ênfase na privatização das empresas. Competição inexistente
(monopólios). Competição na geração e na comercialização. Consumidores cativos. Consumidores livres e cativos.
Política tarifária
Tarifas reguladas em todos os segmentos.
Preços livremente negociados na geração e comercialização.
Tipo de Planejamento
Determinativo pelo Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos.
Indicativo pelo Conselho Nacional de Política Energética.
Liquidação do balanço
energético
Sobras/déficits rateados entre
compradores. Sobras/déficits liquidados no MAE. Fonte: CCEE (2010).
Figura 2 – Estrutura do setor elétrico resultante do Projeto RE-SEB.
Fonte: Adaptado de ANEEL (2008).
Um outro aspecto relevante do modelo resultante do Projeto RE-SEB foi o surgimento do consumidor livre, a partir da alteração da Lei nº 9.074/1995 que permitiu aos
consumidores potencialmente livres3 escolher qualquer concessionário, permissionário ou
autorizado de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN. Além disso, em agosto de 1998 foi promulgada pela ANEEL a extinta Resolução Normativa nº 264 (atual Resolução Normativa nº 376) que estabelecia as condições para a contratação de energia elétrica por consumidores livres. Desde então, os contratos de comercialização puderam ser realizados diretamente entre consumidores livres e agentes geradores com preços livremente negociados.
Contudo, esta reforma do setor elétrico, semelhante à inglesa, não teve todos os objetivos atendidos, culminando no racionamento de energia em junho de 2001. Segundo Kelman (2001), além da hidrologia desfavorável dos anos anteriores, o fator predominante para a ocorrência da crise de suprimento foi a não implementação de novas usinas previstas, visto que esta condição correspondeu por quase dois terços da energia não aportada.
De acordo com Pires et al. (2001), as principais causas para o atraso de obras programadas e a não construção de obras previstas nos Planos Decenais foram:
• Longa e dessincronizada transição do modelo estatal para o modelo privado: Com a lenta implantação do cronograma de privatização, o Estado manteve em 3 Consumidores cativos que atendem os requisitos de consumidor livre dispostos nos arts. 15 e 16 da Lei
suas mãos o segmento de geração que deveria realizar investimentos para a expansão do sistema. Desta forma, instaurou-se incertezas com relação aos rumos e ritmo de abertura do setor e desencorajou novos investimentos privados. Em 2001, somente Furnas concentrava 19,6% da energia colocada no mercado. • Riscos regulatórios do novo modelo que geraram paralisia na decisão de investir
da iniciativa privada: Para os novos geradores privados de origem térmica com operação flexível, os riscos eram relacionados a não autonomia decisória sobre sua unidade produtiva, pois atuavam como complementaridade do modelo hídrico. As usinas inflexíveis, despachadas independente da energia do sistema hidrelétrico, possuíam desvantagem com relação ao parque hídrico já instalado, por apresentarem custos superiores. Além disso, o risco pelo não atendimento do contrato era todo do agente gerador, salvo em situações de racionamento. De acordo com as regras do MAE, no caso de uma saída forçada da usina inflexível para manutenção, o gerador deveria honrar seus compromissos recorrendo ao mercado de curto prazo. Com relação as novas usinas hidrelétricas, os riscos eram referentes a imprevisibilidade do licenciamento ambiental e uso múltiplo da água, dado o seu uso concorrente para irrigação e saneamento básico, definidos pelos comitês de bacias hídricas.
• Ausência de articulação durante a concepção e implementação das reformas do setor elétrico, de petróleo e de gás natural: Limitação do mercado atacadista base para a alimentação das usinas térmicas privadas, devido principalmente a lenta expansão do sistema de gás natural.
Para se ter uma ideia do cenário de investimentos no setor elétrico daquela época, das trinta e uma usinas do programa indicativo de licitação de usinas de geração hidrelétrica para o biênio 2000-2001, somente treze foram licitadas em 2000.
Decorrente dessa condição de racionamento de energia, houve a necessidade de uma nova reestruturação no setor elétrico baseado na vigência da Lei nº 10.848/2004. Segundo BRASIL (2003, 2019a), o novo modelo teve como principais objetivos: garantir a segurança do suprimento de energia elétrica, promover a modicidade tarifária4, por meio da
contratação eficiente de energia para os consumidores regulados e promover a inserção social no setor elétrico através de programas de universalização do uso da energia. Para alcançar 4 Este princípio define que as tarifas apresentem, como regra, um valor acessível a todos consumidores em
concomitância com a prestação do serviço adequada e a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato, independente de gratuidades ou tarifas diferenciadas (SOUZA, 2016).
estes objetivos foram propostas um conjunto de medidas integradas, conforme descritas a seguir:
• Os agentes de consumo (distribuidoras e consumidores livres) passaram a ter que contratar antecipadamente 100% da demanda. No caso de violação desta regra, o agente consumidor fica sujeito a penalidades;
• Compra de energia por consumidores regulados sempre meio de leilões públicos, na modalidade “menor preço”;
• Contratação de novos empreendimentos de geração, por meio de licitação, baseado na necessidade conjunta das concessionárias de distribuição (pool), visando a otimização dos recursos, compartilhamento dos riscos e equalização das tarifas de suprimento;
• Criação dos contratos por disponibilidade, possibilitando uma remuneração mais adequada para as usinas termelétricas. Neste tipo de contrato é pago uma parcela fixa ao gerador referente aos custos de disponibilidade para a operação da usina, independente da energia gerada. Além disso, existe uma parcela variável caso a usina seja despachada, como o custo operativo e as transações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE;
• Apuração do Fator de Disponibilidade das usinas proporcionando cálculos mais realistas dos lastros de geração;
• Segregação dos contratos de novas usinas (atendimento à expansão da demanda) e de usinas existentes. As usinas novas passaram a ter garantia da venda de parte da produção de energia. Por exemplo, no caso dos leilões A-6, os contratos são firmados entre as usinas e as distribuidoras de energia com período entre 20 e 30 anos (dependendo da fonte energética), e percentuais pré-estabelecidos da
garantia física5.
• Concessão de licença prévia ambiental como pré-requisito para licitações das novas usinas hidrelétricas e linhas de transmissão, com intuito de reduzir os riscos dos investidores.
Na reestruturação do setor elétrico de 2004 surgiram novas instituições, como a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica e a Empresa de Pesquisa Energética.
5 Garantia física do SEB corresponde à máxima carga que pode ser suprida a um risco pré-fixado de não atendimento. Em termos de comercialização, corresponde a quantidade máxima de energia que a usina pode negociar nos contratos de venda (CCEE, 2010).
Constituída em substituição ao MAE, a CCEE tem por finalidade viabilizar a comercialização de energia elétrica entre os agentes de mercado e realizar os leilões oficiais. As principais atribuições desta instituição são: registro dos contratos de compra e venda de energia, contabilizações e liquidações financeiras e cálculo do PLD.
Por outro lado, a EPE é responsável por realizar estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento integrado do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo, gás natural e seus derivados e biocombustíveis. No segmento de eletricidade, as principais atividades são: planejamento da expansão da geração e transmissão de energia, realização de estudos de viabilidade técnico-econômica e socioambiental das usinas e obtenção de licença prévia para aproveitamentos hidrelétricos (BRASIL, 2003, 2004a, 2004b).
Cabe destacar ainda um importante marco da regulação vigente: a criação do Ambiente de Contratação Regulada e do Ambiente de Contratação Livre, descritos, respectivamente, na seção 2.1 e na seção 2.2.
Atualmente, o mercado brasileiro de energia está caminhando para uma direção de maior abertura do ACL, por meio da redução das exigências necessárias para o consumidor se tornar apto a participar deste ambiente de contratação. Cita-se, como exemplo, a aprovação da Portaria nº 514/2018 que regulamentou a redução do limite de carga para o agente ser enquadrado como consumidor livre. Em julho de 2019 a carga mínima passou de 3.000 kW para 2.500 kW, e desde o início de janeiro de 2020 a carga mínima é de 2.000 kW.
Além disso, segundo BRASIL (2019b) esses limites mínimos de carga serão reduzidos ainda mais nos próximos anos, conforme descritos a seguir:
• A partir de 1º de janeiro de 2021, carga mínima será de 1.500 kW; • A partir de 1º de janeiro de 2022, carga mínima será de 1.000 kW; • A partir de 1ª de janeiro de 2023, carga mínima será de 500 kW.
Apesar dos valores estipulados ainda cobrirem apenas as UCs atendidas em alta tensão, a tendência é que os consumidores de menor porte (atendidos em baixa tensão) como, por exemplo, os residenciais também tenham acesso ao ACL no futuro.
2.1 AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA
No ACR, os consumidores realizam a contratação de energia diretamente com a concessionária local de distribuição. Neste caso, a distribuidora presta tanto o serviço de transporte, ao disponibilizar o meio físico (rede elétrica), quanto a venda da commodity
(energia). O serviço de transporte é remunerado pela Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e o montante de energia consumido é remunerado pela Tarifa de Energia – TE.
A TUSD é composta pelos custos operacionais e de manutenção da rede existente, pela quota de depreciação dos ativos e pelos investimentos relacionados à expansão do sistema de distribuição. Por sua vez, a TE representa as despesas com a compra de energia realizada pelas distribuidoras junto aos agentes de geração. De acordo com BRASIL (2004a), as concessionárias de distribuição podem comprar energia elétrica das seguintes formas:
• Leilões públicos: principal forma de aquisição de energia pelas distribuidoras. Pode ser realizado junto a empreendimentos de geração novos ou existentes com base no decreto nº 5.163/2004;
• Geração Distribuída: limitada a dez por cento da carga do agente distribuidor; • Cota do PROINFA: energia produzida a partir de fontes alternativas renováveis
(pequenas centrais hidrelétricas, usinas eólicas e biomassa). O cálculo das cotas é baseado no Plano Anual do PROINFA elaborado pela Eletrobras e homologado pela ANEEL;
• Cota de Itaipu Binacional: as distribuidoras situadas nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste adquirem compulsoriamente a energia elétrica gerada por Itaipu; • Cota de Angra 1 e 2: as concessionárias que atuem no SIN adquirem
compulsoriamente a energia elétrica gerada por Angra 1 e 2.
Na Figura 3 é mostrado a composição dos custos das distribuidoras para fins de cálculo tarifário da energia elétrica dos consumidores cativos. Nota-se que além das tarifas mencionadas anteriormente (TUSD e TE), compõem ainda o valor da energia: os custos de transmissão, os encargos setoriais e os tributos.
Figura 3 – Composição do valor final da Energia Elétrica.
Os custos de transmissão são referentes ao uso das instalações da Rede Básica do SIN pelas distribuidoras. Estes custos de transporte de energia são valorados pela Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão – TUST. No caso das distribuidoras, a TUST é calculada em função do local em que a energia é retirada do sistema.
Os encargos setoriais são aplicados tanto na TUSD quanto na TE e são constituídos por: Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis; Conta de Desenvolvimento Energético; Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia; Encargos de Serviço de Sistema; Encargo de Energia de Reserva; Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica; Pesquisa e Desenvolvimento; Eficiência Energética; Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos. Mais detalhes podem ser consultados em ANEEL (2019b);
Os tributos incidentes nas tarifas de energia são compostos pelo Programa de Integração Social – PIS, Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS e Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS. O cálculo da tarifa com tributos é realizado de acordo com (2.1).
semimposto comimposto T T = 1-(PIS+COFINS+ICMS) (2.1) em que:
Tsem imposto é a tarifa (TE ou TUSD) dada por resolução ANEEL, sem impostos (R$/kWh ou R$/kW);
Tcom imposto é a tarifa (TE ou TUSD) com a incidência de impostos, (R$/kWh ou R$/kW). Segundo ANEEL (2017), a distribuidora possui controle e influência sobre os custos da parcela B. Os custos da Parcela A não são gerenciáveis pela concessionária de distribuição, apenas são repassados ao consumidor na tarifa final.
Adicionalmente, o consumidor cativo precisa contribuir com o custeio da iluminação pública e eventualmente pagar adicionais de bandeira tarifária quando as condições de geração não estão favoráveis.
Instituído em 2015, o sistema de bandeiras tarifárias é aplicado a todos os consumidores cativos do Sistema Interligado Nacional e foi criado para trazer mais transparência ao custo com energia elétrica.
De acordo com CELESC (2019), antes os custos com a compra de energia pelas distribuidoras eram incluídos apenas nos reajustes anuais da tarifa. Com as bandeiras, é feita a sinalização mensal do custo de geração da energia elétrica que será cobrada do consumidor,
com acréscimo das bandeiras amarela e vermelha. Essa sinalização dá ao consumidor a oportunidade de ajustar seu consumo. Atualmente o sistema de bandeiras tarifárias é composto por quatro modalidades, conforme descritas no Quadro 3.
Quadro 3 – Modalidades do Sistema de Bandeiras Tarifárias.
Modalidade Condições de
geração Acréscimo na tarifa
Bandeira verde Condições favoráveis
de geração de energia. A tarifa não sofre nenhum acréscimo. Bandeira amarela Condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,015 para cada quilowatt-hora (kWh) consumido. Bandeira vermelha
Patamar 1
Condições mais custosas de geração.
A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,040 para cada kWh consumido.
Bandeira vermelha Patamar 2
Condições ainda mais custosas de geração.
A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,060 para cada kWh consumido.
Fonte: CELESC (2019).
Cabe destacar ainda que neste ambiente de contratação, os consumidores são classificados em dois grupos, de acordo com o nível de tensão. As unidades consumidoras atendidas em alta tensão (igual ou acima de 2,3 quilovolt (kV)) estão inseridas no grupo A, enquanto as atendidas em baixa tensão (abaixo de 2,3 kV) estão no grupo B. Além disso, para cada grupo existem subgrupos conforme apresentados no Quadro 4.
Quadro 4 – Classificação dos consumidores no ACR.
Grupo Subgrupo Requisito
A
A1 Tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV. A2 Tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV.
A3 Tensão de fornecimento de 69 kV.
A3a Tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV. A4 Tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV.
AS Tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, a partir de sistema subterrâneo.
B
B1 UC residencial.
B2 UC rural.
B3 Demais classes. B4 Iluminação Pública.
Fonte: Adaptado de ANEEL (2010).
Nota-se através do Quadro 4 que os subgrupos do grupamento A são classificados de acordo com o nível de tensão e o grupo B é subdividido conforme a classe da unidade consumidora.
2.1.1 Regras de contratação de energia por grandes consumidores - ACR
Os contratos no mercado regulado para consumidores do grupo A são caracterizados pela aplicação da estrutura tarifaria binômia6, sendo assim de dois tipos: Contrato de
Compra de Energia Regulada – CCER e o Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD. Estes contratos possuem vigência de doze meses com prorrogação automática por igual período, desde que o consumidor não solicite rescisão com antecedência mínima de 180 dias ao término de cada vigência (ANEEL,2010).
2.1.1.1 Contrato de Compra de Energia Regulada
O CCER tem por objeto regular a venda de energia elétrica pela distribuidora ao consumidor e é operacionalizado na forma ex-post. Ou seja, o montante contratado é o valor de energia elétrica medida da unidade consumidora.
Desta forma, o consumidor não fica exposto a penalidades na compra da energia. Por outro lado, a distribuidora assume todo o risco relacionado ao montante de energia contratada para atender os consumidores de sua área de concessão, ficando exposta ao PLD e ao pagamento de multa no caso de ausência de lastro.
2.1.1.2 Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
O CUSD estabelece as condições de utilização do sistema de distribuição para atendimento das necessidades da unidade consumidora. Este contrato é operacionalizado na forma ex-ante, no qual o consumidor deve contratar os valores da demanda de potência previamente ao efetivo uso da rede elétrica da concessionária.
De acordo com ANEEL (2010), a distribuidora deve atender as solicitações de aumento de demanda contratada, por meio de aditivo ao contrato em vigor, em até 30 dias. Com relação as solicitações de redução da demanda contratada, deve ser efetuado com antecedência mínima de 90 dias para os consumidores pertencentes ao subgrupo A4 e 180 dias para os consumidores pertencentes aos demais subgrupos. Além disso, é vedada mais de uma redução de demanda em um período de 12 meses.
6 Estrutura tarifaria binômia é aquela composta por uma tarifa referente ao consumo de energia (kWh) e outra relacionada ao montante de uso do sistema de distribuição (kW).
O faturamento do MUSD é mensal e determinado por meio da comparação entre o valor contratado e o valor medido. Dependendo da relação entre estes valores, o consumidor pode ser classificado em três categorias, conforme indicadas no Quadro 5.
Quadro 5 – Faturamento do MUSD.
Categoria do consumidor Condição Faturamento
Subcontratado DMt>1,05.DCt CDt = DMt.TDt+(DM-DC).2.TDt Demanda medida entre 100% e
105% do valor contratado DCt ≤ DMt ≤ 1,05.DCt CDt = DMt.TDt
Sobrecontratado DMt <DCt CDt = DCt.TDt
Fonte: Adaptado de ANEEL (2010). em que:
CDt é o custo da demanda de potência no mês t (R$); DMt é o valor da demanda potência medida no mês t (kW); DCt é o valor da demanda potência contratada no mês t (kW); TDt é a tarifa referência de demanda de potência no mês t (R$/kW).
A subcontratação ocorre quando a demanda medida exceder em mais de 5% do valor contratado. Neste caso, além do pagamento pelo valor da demanda medida, o consumidor sofre uma multa no montante em déficit precificado pelo dobro do valor da tarifa referência de demanda de potência.
Na segunda categoria, quando a demanda de potência medida estiver entre 100% e 105% do valor contratado, realiza-se o pagamento referente ao valor da demanda medida precificado pela tarifa de referência e não há penalidades.
Na condição da demanda medida ser inferior ao valor contratado, o consumidor fica sobrecontratado. Neste caso, é cobrado pelo montante da demanda contratada precificado pela tarifa de referência. Apesar do consumidor não sofrer penalidade, ele paga por uma quantia de demanda não utilizada.
Vale salientar que quando o consumidor solicitar aumento de demanda de potência com valor maior que 5% do montante contratado anteriormente, a distribuidora aplicará o período de testes com duração de três ciclos mensais de faturamento. Ao longo deste período, há uma mudança de regra quando ocorre sobrecontratação. Caso a demanda medida estiver na faixa de valores entre a demanda anterior contratada e a demanda atual contratada, o consumidor paga pela demanda medida.
Por exemplo, em um determinado ciclo de faturamento mensal do período de teste a demanda medida é de 120 kW, a demanda anterior contratada é 100 kW e a demanda atual contratada é de 150 kW. Nota-se que a demanda contratada atual é maior que o valor medido, caracterizando a sobrecontratação. De modo geral, o consumidor pagaria pelo montante contratado (150 kW), no entanto como é período de teste o consumidor paga pelo valor medido (120 kW).
2.1.1.3 Modalidades Tarifárias
Outro aspecto importante dos contratos no mercado regulado é com relação ao enquadramento tarifário. As opções de modalidades tarifárias existentes para os consumidores do Grupo A são ilustradas na Figura 4.
Segundo ANEEL (2010), a unidade consumidora atendida em nível de tensão inferior a 69 kV pode optar pela contratação de energia na modalidade tarifária verde ou na modalidade tarifária azul. Em contrapartida, se a tensão de fornecimento for igual ou superior a 69 kV, a UC é enquadrada na modalidade tarifária azul.
Figura 4 – Modalidades tarifárias do ACR para consumidores do grupo A.
Fonte: Adaptado de Oliveira (2017).
Na modalidade tarifária verde são aplicadas tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica para o horário de ponta7 e horário fora de ponta8, e uma única tarifa de
7 Horário de ponta: período composto por três horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora
considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão, com exceção feita aos sábados, domingos e feriados (ANEEL, 2010).
demanda de potência independente da hora de utilização. Neste caso, o consumidor contrata apenas um valor de demanda, e o faturamento é realizado com base no maior valor obtido entre as medições na ponta e fora de ponta, conforme mostrado na equação (2.2).
(
t t t)
12 verde FP FP P P T D t E t E t=1 C =
C +E .T +E .T (2.2) em que:CTverde é o custo total anual com a contratação de energia (R$) na tarifa verde, representado pela soma das despesas referentes ao consumo de energia e de demanda de potência; CDt é o custo da demanda de potência no mês t (kW), referente ao maior valor faturado
entre o período de ponta e fora de ponta;
EtFP é a energia consumida no horário fora de ponta no mês t (kWh); EtP é a energia consumida no horário de ponta no mês t (kWh);
TEtFP é a tarifa de energia elétrica no horário fora de ponta com impostos no mês t (R$/kWh);
TEtFP é a tarifa de energia elétrica no horário de ponta com impostos no mês t (R$/kWh). Por outro lado, na modalidade tarifária azul são aplicadas tarifas diferenciadas de acordo com as horas de utilização tanto para o consumo de energia quanto para demanda de potência. Assim, é necessária a contratação de dois valores de demanda, e o faturamento é dado pela soma das parcelas de demanda no período de ponta e no período fora de ponta, conforme indicado na equação (2.3).
(
t t t t)
12 azul FP P FP FP P P T D D t E t E t=1 C =
C +C +E .T +E .T CD (2.3) em que:CTazul é o custo total anual com a contratação de energia (R$) na tarifa azul, representado pela soma das despesas referentes ao consumo de energia e de demanda de potência; CDtFP é a parcela do custo referente ao faturamento da demanda de potência fora de ponta
no mês t (R$);
CDtP é a parcela do custo referente ao faturamento da demanda de potência na ponta no mês t (R$).
8 Horário fora de ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas no horário de ponta (ANEEL, 2010).
Vale ressaltar que CDtFP e CDtP seguem as mesmas regras de faturamento de CDt, apresentadas no Quadro 5.
Destaca-se ainda que as tarifas de demanda de potência quanto de energia na modalidade azul apresentam valores diferenciados com relação a modalidade verde, conforme ilustrado na Figura 5.
Figura 5 - Tarifas CELESC - Subgrupo A4 (Vigência: 08/2018 a 08/2019).
Fonte: Adaptado de ANEEL (2018).
Observa-se que no período de ponta a tarifa de demanda de potência é maior na modalidade azul e a tarifa do consumo de energia é maior na modalidade verde. Desta forma, é possível verificar que a modalidade azul é mais atrativa para unidades consumidoras que tenham consumo de energia suficientemente grande na ponta que compense o pagamento de duas tarifas de demanda de potência.
2.2 AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE
O Ambiente de contratação livre é o segmento do mercado no qual o consumidor pode escolher o seu fornecedor de energia. Apesar de existir a liberdade na compra da commodity, a contratação do MUSD deve ser realizada junto a concessionária de distribuição local seguindo as mesmas regras do ACR, descritas na seção 2.1.1.2 (BRASIL 2004a).
Ressalta-se que para o consumidor exercer opção de compra de energia elétrica no mercado livre, é necessário atender alguns requisitos. Neste sentido, apresenta-se no Quadro 6 as duas categorias de consumidor existentes no ACL.
O consumidor livre pode optar pela compra de energia de qualquer fonte de suprimento, intitulada: energia convencional. Por possuir mais liquidez no mercado, a energia convencional apresenta preços mais atrativos do que a energia de fontes alternativas.
12,30 12,30 0,37 1,23 12,30 28,72 0,37 0,54 0,00 10,00 20,00 30,00
Fora Ponta Ponta Fora Ponta Ponta
Demanda (R$/kW) Energia (R$/kWh)
Quadro 6 – Categorias dos consumidores no ACL
Categoria Requisito Fonte de Suprimento
Consumidor livre MUSD igual ou superior a 2 MW9; Livre escolha.
Consumidor especial MUSD igual ou superior a 500 kW. Fontes de energia alternativas incentivadas10. Fonte: BRASIL (1995, 2004a, 2018, 2019b).
Por outro lado, o consumidor especial pode comprar energia apenas de usinas de fontes alternativas que fazem jus a descontos na TUSD ou na TUST, incidindo tanto na produção quanto no consumo da energia comercializada. Este tipo de energia é denominado de energia incentivada. Os descontos podem ser de 50% ou 80%, de acordo com os critérios estabelecidos em ANEEL (2004).
Essa redução proposta na tarifa do sistema de distribuição ou de transmissão é um incentivo para comercialização de energia gerada a partir de fontes renováveis, e tem surtido efeito no mercado. É possível notar por meio da Figura 6 que nos últimos anos houve um crescimento acentuado no número de consumidores especiais. Somente em 2018, houve um aumento de 19% na quantidade desse agente com relação ao ano anterior.
Figura 6 – Evolução de Agentes por classe.
Fonte: CCEE, 2019f.
9 De acordo com BRASIL (2019b), os requisitos de carga para os consumidores livres serão reduzidos nos próximos anos. A partir de janeiro de 2021: MUSD igual ou superior a 1,5 MW; A partir de janeiro de 2022: MUSD igual ou superior a 1 MW; A partir de janeiro de 2023: MUSD igual ou superior a 500 kW.
10 Empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferior a 50 MW; Usinas solar, eólica e biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 300 MW (ANEEL, 2004).
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 N úm er o de A gent es
Gerador concessionário serv. público Produtor Independente Autoprodutor Distribuidor Comercializador Consumidor Especial Consumidor Livre Importador
Verifica-se ainda que o crescimento do número de consumidores especiais tem contribuído para o aumento do montante de energia consumida no mercado livre, conforme mostrado na Figura 7. Observa-se que atualmente o consumo de energia no ACL já ultrapassa 30% de toda a carga do SIN.
Figura 7 – Consumo de energia por segmento de mercado.
Fonte: Adaptado de CCEE, 2019c.
Outra vantagem do ACL a ser destacada é com relação a incidência de tributos na tarifa da energia negociada entre o consumidor e o agente de geração (ou comercializadora). Neste caso, o preço da energia é tributado apenas pelo ICMS, conforme equação descrita a seguir. sem imposto com imposto p p = 1-ICMS (2.4) em que:
psem imposto é o preço da energia no ACL, sem impostos (R$/kWh).
pcom imposto é o preço da energia no ACL, com a incidência de impostos (R$/kWh).
Destaca-se também que neste ambiente de contratação não há a cobrança de adicionais de bandeiras tarifárias. Contudo, o consumidor que efetuar a compra de energia no mercado livre precisa se associar à CCEE, devendo pagar uma taxa mensal referente a contribuição associativa. Essa contribuição é calculada de forma proporcional ao volume de energia comercializada pela unidade consumidora (CCEE, 2019b).
26,61% 24,86% 23,77% 25,48% 29,38% 30,18% 73,39% 75,14% 76,23% 74,52% 70,62% 69,82% 0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Co ns um o (M W m édio s)
