UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
Faculdade de Engenharia Civil, Arquitetura e Urbanismo
VIOLETA FONSECA LINO MILOCHI
AVALIAÇÃO ALTERNATIVA DA GARANTIA FÍSICA
EM USINAS HIDROELÉTRICAS POR MEIO DE
MODELOS DE OTIMIZAÇÃO PARA O
PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO
CAMPINAS 2016
VIOLETA FONSECA LINO MILOCHI
AVALIAÇÃO ALTERNATIVA DA GARANTIA FÍSICA
EM USINAS HIDROELÉTRICAS POR MEIO DE
MODELOS DE OTIMIZAÇÃO PARA O
PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO
Dissertação Mestrado apresentada a Faculdade de Engenharia Civil, Arquitetura e Urbanismo da Unicamp, para obtenção do título de Mestra em Engenharia Civil, na área de recursos hídricos energéticos e ambientais.
Orientador: Prof. Dr. Alberto Luiz Francato
ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FINAL DA DISSERTAÇÃO OU TESE DEFENDIDA PELA ALUNA VIOLETA FONSECA LINO MILOCHI E ORIENTADO PELO PROF. DR. ALBERTO LUIZ FRANCATO
ASSINATURA DO ORIENTADOR
CAMPINAS 2016
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA CIVIL, ARQUITETURA E
URBANISMO
AVALIAÇÃO ALTERNATIVA DA GARANTIA FÍSICA EM
USINAS HIDROELÉTRICAS POR MEIO DE MODELOS DE
OTIMIZAÇÃO PARA O PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO
Violeta Fonseca Lino Milochi
Dissertação de Mestrado aprovada pela Banca Examinadora, constituída por:
Prof. Dr. Alberto Luiz Francato
Presidente e Orientador(a)/UNICAMP
Prof. Dr. Tiago Zenker Gireli
UNICAMP
Prof. Dr. Marcos Julio Rider Flores
UNICAMP
A Ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.
AGRADECIMENTOS
Aos meus pais, Terezinha e Antônio Lino e meu marido que me deram não só todo o apoio, mas que também me forneceram a oportunidade de continuar minha jornada. Agradeço muito aos dois pela paciência e pela confiança que sempre depositaram em mim. Grande parte do meu esforço para completar este trabalho é dedicado a vocês.
Ao meu orientador e amigo, Prof. Dr. Alberto Luiz Francato, que se mostrou um grande mestre até mesmo nos pequenos detalhes, agradeço pela sua força, seu ânimo e suas orientações valiosas e sempre sinceras.
Aos meus amigos especiais, que contribuíram direta ou indiretamente para a elaboração deste documento, agradeço pelo seu carinho, pelo seu amor e pela paciência.
Por fim, agradeço pelo grande aprendizado que obtive sendo bolsista no projeto de P&D ANEEL e UNICAMP.
Resumo
Apresenta-se neste trabalho, uma pesquisa que visa dar suporte à metodologia de reavaliação de garantia física em aproveitamentos hidroelétricos para novos cenários da matriz elétrica brasileira. A pesquisa traz um breve histórico do setor elétrico brasileiro, além disso são explanados o atual modelo de comercialização, o modelo histórico e a metodologia de funcionamento do atual cálculo de garantia física em usinas hidroelétricas. Em seguida é apresentada uma metodologia de avaliação alternativa de garantia física desenvolvida a partir de um modelo de planejamento da operação. A metodologia desenvolvida utiliza recursos de otimização e foi desenvolvida em ambiente de planilha eletrônica com recurso VBA.
Este trabalho fornece um material de análise dos principais pontos para estudos futuros nas metodologias oficiais de avaliação de garantia física em novas configurações do SIN.
Abstract
It is presented a study aimed to support the revaluation of firm energy in hydroelectric plants to new scenarios of the Brazilian energy matrix. The research includes a brief history of the Brazilian electric sector; they are additionally explained the current marketing model, the historical model and the working methodology of the current firm energy calculation in hydroelectric plants. After then an alternative valuation methodology of firm enregy developed from a planning model of operation is presented. The developed methodology uses optimization features and was developed in electronic file environment with VBA feature.
This paper provides an analytical material of the main points for future studies in the official assessment of firm energy methodologies in new configurations of SIN
LISTA DE ILUSTRAÇOES
Figura 1. Mapeamento organizacional do Setor Elétrico ... 30
Figura 2. Ambiente de contratação de Energia Elétrica ... 31
Figura 3.Mercado Brasileiro de Energia Elétrica ... 32
Figura 4. Cronologia da Garantia Física ... 36
Figura 5. Matriz de Produção de Energia Elétrica... 39
Figura 6. Dilema do ONS ... 40
Figura 7. Interligação Eletroenergética entre as Bacias hidrográficas do SIN ... 41
Figura 8. Comparação ENA´s de 2011 e 2014 no Subsistema Sudeste ... 42
Figura 9. Comparação ENA´s de 2011 e 2014 no Subsistema Sul ... 42
Figura 10. Comparação ENA´s de 2011 e 2014 no Subsistema Nordeste ... 43
Figura 11. Comparação ENA´s de 2011 e 2014 no Subsistema Norte... 43
Figura 12. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física UHE 2014... 45
Figura 13. Processo Iterativo do Modelo SUISHI. ... 49
Figura 14. Ilustração de uma UHE. ... 55
Figura 15. Tela principal do modelo MA2CG ... 62
Figura 16. Localização UHE Sobradinho. ... 65
Figura 17. Localização UHE Machadinho. ... 66
Figura 19. Localização UHE Tucuruí... 69
Figura 20. Localização UHE Jurumirim... 70
Figura 21. Localização UHE Nova Ponte ... 71
Figura 22. Diagrama Esquemático das UHE´s do SIN ... 73
Figura 23. Diagrama Esquemático das UHE´s do SIN ... 73
Figura 24. Diagrama Esquemático das UHE´s do SIN ... 74
Figura 25. Diagrama Esquemático das UHE´s do SIN ... 74
Figura 26. Permanência de vazões naturais – UHE Sobradinho – Janeiro/1931 a Março/2016 ... 75
Figura 27. Permanência de vazões naturais – UHE Machadinho – Janeiro/1931 a Março/2016 . 76 Figura 28. Permanência de vazões naturais – UHE Itaipu – Janeiro/1931 a Março/2016 ... 76
Figura 29. Permanência de vazões naturais – UHE Tucuruí – Janeiro/1931 a Março/2016 ... 77
Figura 30. Permanência de vazões naturais – UHE Jurumirim – Janeiro/1931 a Março/2016 ... 77
Figura 31. Permanência de vazões naturais – UHE Nova Ponte – Janeiro/1931 a Março/2016 ... 78
Figura 32. Permanências adimensionais das UHEs – Janeiro/1931 a Março/2016... 78
Figura 33. Permanência na geração – UHE Sobradinho – Janeiro/1931 a Março/2016 ... 80
Figura 34. Permanência na geração – UHE Machadinho – Janeiro/1931 a Março/2016 ... 80
Figura 35. Permanência na geração – UHE Itaipu – Janeiro/1931 a Março/2016 ... 81
Figura 36. Permanência na geração – UHE Tucuruí – Janeiro/1931 a Março/2016 ... 81
Figura 37. Permanência na geração – UHE Jurumirim – Janeiro/1931 a Março/2016 ... 82
Figura 38. Permanência na geração – UHE Nova Ponte – Janeiro/1931 a Março/2016 ... 82
Figura 39. Estudo de Caso UHE Jurumirim ... 83
Figura 40. Estudo de Caso UHE Itaipu ... 84
Figura 41. Estudo de Caso UHE Machadinho ... 84
Figura 42. Estudo de Caso UHE Nova Ponte ... 85
Figura 43. Estudo de Caso UHE Sobradinho ... 85
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Principais diferenças entre COOPERMAX e MA2CG ... 54
Tabela 2 – Dados físicos UHE SOBRADINHO ... 65
Tabela 3 – Dados físicos UHE MACHADINHO ... 67
Tabela 4 – Dados físicos UHE ITAIPU ... 68
Tabela 5 – Dados físicos UHE TUCURUI ... 69
Tabela 6 – Dados físicos UHE JURUMIRIM ... 71
LISTAS DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ACL Ambiente de Comercialização Livre; ACR Ambiente de Comercialização Regulado;
AMFORP American Foreing Power;
ANA Agência Nacional de Água;
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica;
CAEEB Companhia Auxiliar de Empresas Elétricas Brasileiras;
CAR Curva de Aversão ao Risco;
CCEAL Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Livre;
CCEAR Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado;
CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica;
CCON Comitê Coordenador de Operações Norte-Nordeste;
CCPE Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão;
CEA Conceito de Energia Assegurada;
CEEE Companhia Estadual de Energia Elétrica;
CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica;
CHESF Companhia Hidroelétrica do São Francisco; CME Custo Marginal de Expansão;
CMO Custo Marginal de Operação;
CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico;
CNPE Conselho Nacional de Política Energética;
EAR Energia Armazenável Máxima; ENA Energia Natural Afluente;
ENFICC Energia Firme para Confiabilidade da Carga;
EPE Empresa de Pesquisa Energética;
GCOI Grupo Coordenador para Operação Interligada;
GCPS Grupo Coordenador do Planejamento de Sistemas;
GRG2 Generalized Reduced Gradient;
MA2CG Modelo de Avaliação Alternativa da Capacidade de Geração;
MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica; MME Ministério de Minas e Energia;
MRE Mecanismo de Realocação de Energia;
MSUI Modelo de Simulação a Usinas Individualizadas;
OEF Obrigação de Energia Firme;
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico; PCH Pequena Central Hidroelétrica;
PERCEE Programa Emergencial de Redução do Consume de Energia Elétrica;
IE Produtor Independente de Energia; PMO Programa Mensal de Operação; SIN Sistema Interligado Nacional;
SUISHI Simulação a Usinas Individualizadas para Subsistemas Hidrotérmicos Interligados;
UHE Usina Hidroelétrica; UTE Usina Termoelétrica;
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ... 16
1.1MOTIVAÇÃO PARA O TRABALHO E OBJETIVO ... 16
1.2OBJETIVOS GERAIS ... 18 1.2.1 Objetivos Gerais ... 18 1.2.2 Objetivos Específicos ... 18 1.2.3 Organização do Trabalho ... 18 2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 20 2.1HISTÓRICO... 20
2.2ATUAL MODELO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA NO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL ... 30
2.2.1 Modelo Institucional e Estrutural ... 30
2.2.2 Ambientes de Contratação de Energia ... 32
2.3ENERGIA ASSEGURADA /GARANTIA FÍSICA ... 34
2.3.1 Nomenclaturas e Revisões ... 34
2.3.2 Garantia Física em Alguns Países do Mundo ... 39
2.4ENERGIA HIDRÁULICA ... 41
3. METODOLOGIA DE CÁLCULO DE GARANTIAS FÍSICAS NO SIN ... 48
3.1OMODELO SUISHI ... 49
3.2OMODELO MSUI ... 52
4. METODOLOGIA ALTERNATIVA PARA CÁLCULO DA GARANTIA FÍSICA ... 55
4.1MODELAGEM NUMÉRICA ... 55
4.1.1 Função Objetiva ... 57
4.1.2.1 Balanço Hídrico no Reservatório ... 58
4.1.2.2 Cálculo de Potência ... 59
4.1.2.3 Cálculo de Produtibilidade ... 59
4.1.2.4 Cálculo da Queda Líquida ... 60
4.1.2.5 Cálculo da Queda Bruta ... 61
4.1.2.6 Limites de Armazenamento ... 62
4.1.2.7 O Modelo MA2CG ... 63
5. ESTUDO DE CASO ... 66
5.1APRESENTAÇÃO DAS UHES ... 66
5.2CARACTERIZAÇÃO HIDROLÓGICA DAS VAZÕES DAS UHES ... 77
6. ANÁLISE DOS RESULTADOS ... 81
6.1CURVAS DE PERMANÊNCIA DE GERAÇÃO ... 81
6.2PROCESSAMENTO DO MODELO MA2CG PARA GARANTIAS FÍSICAS OFICIAIS... 85
7. CONCLUSÃO ... 89
1. Introdução
1.1 Motivação para o Trabalho e Objetivo
O Brasil, pela sua extensão territorial e pela sua diversidade climática, oferece um amplo campo de estudo e de pesquisas no setor energético no que diz respeito ao planejamento da operação das usinas hidroelétricas. Esse planejamento é de fundamental importância, pois deve assegurar o fornecimento de energia elétrica de forma contínua, com qualidade e visando sempre o menor custo. Um fator relevante que dificulta o planejamento da operação é a estocasticidade das chuvas (quantidade de chuvas e lugar onde e ocorrem) e, consequentemente, das vazões naturais nos rios. Esta irregularidade das afluências, aliada à grande quantidade de usinas hidráulicas (usinas com reservatório e fio d’água), fazem do sistema elétrico brasileiro único no mundo pelo seu tamanho e características. Devido à estocasticidade das afluências, a decisão de utilizar ou não a água dos reservatórios para gerar energia elétrica é um problema difícil de ser solucionado (FORTUNATO, 1990) e (SILVA, 2001).
A operação e a coordenação do SIN são centralizadas e executadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), que permite um melhor aproveitamento das vazões naturais afluentes, gerando mais energia e/ou evitando o vertimento desnecessário de água. Essa operação beneficia todas as usinas do sistema e, consequentemente, o consumidor final, uma vez que se evita um gasto maior em combustíveis que seriam utilizados nas usinas térmicas, o que resultaria em aumento na conta de energia elétrica.
Esta decisão impacta diretamente o atendimento da garantia física das Usinas Hidroelétricas (UHEs), ou seja, a garantia física é o valor líquido, dado que as indisponibilidades de unidades geradoras, programadas e forçadas são descontadas de forma aproximada, assumindo também os riscos de não atendimento do mercado, considerando cenários hidrológicos onde o empreendimento está submetido. Em termos de comercialização, constitui a quantidade de energia que a usina participante do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) pode comercializar em contratos ao longo do ano. Sendo assim, a garantia física de uma usina é a fração a ela alocada da Energia Assegurada global do sistema. Portanto, essas decisões e o valor da garantia física estipulado para cada UHE afetam diretamente nas receitas das concessionárias.
Um outro aspecto importante deve-se ao fato de existir variabilidade nas vazões afluentes das UHEs, como no caso das usinas com reservatório que possuem a possibilidade de armazenamento direto de água, ou seja, energia potencial hidráulica armazenada. Isto traz influência direta nas UHEs que estão a jusante e, também, à própria UHE.
Existem particularidades interessantes, nem sempre contabilizadas, que significam potenciais energéticos não contabilizados. Para esse caso, um bom exemplo são os reservatórios do sistema metropolitano de água, que contribuem na regularização das vazões a jusante das cidades, pois a população consome água e gera defluentes de maneira praticamente constante ao longo do ano. Tal situação é de extremo valor para as UHEs a jusante de tais sistemas, pois significa uma capacidade de reserva adicional a montante com efeito regularizador.
O aspecto anteriormente citado tenderá a ser ainda mais pronunciado com os futuros incrementos nos aportes de água e transposição de bacias nas regiões metropolitanas, como, por exemplo, o projeto macro metrópole da Grande São Paulo.
Todos os pontos anteriormente citados influenciam o cálculo da garantia física de uma UHE, proporcionando amplo campo de estudo.
1.2 Objetivos Gerais
1.2.1 Objetivos Gerais
O objetivo da pesquisa é desenvolver uma análise alternativa para a avaliação da garantia física em UHEs via modelos de otimização.
Pretende-se comparar os valores existentes de garantia física de usinas hidroelétricas determinados pela ANEEL com os valores resultantes do modelo de otimização utilizado. Para isso, no primeiro passo para o desenvolvimento do trabalho, em que foi realizada a revisão de literatura, avaliou-se as metodologias utilizadas, bem como suas adaptações e mudanças de nomenclatura que ocorreram ao longo do tempo. A busca por referências no exterior também proporcionou comparações com a situação brasileira e prospecções de boas práticas.
Após essa etapa, realizaram-se modificações em uma metodologia já existente considerando as Usinas Hidroelétricas do estudo de caso para verificação das diferenças de valores de garantias físicas entre o modelo de estudo e os valores calculados pela ANEEL.
1.2.2 Objetivos Específicos
Desenvolver um modelo computacional de otimização baseado em recursos do Microsoft Excel com rotinas escritas em VBA para avaliação de garantia física em UHE´s individualizadas.
1.2.3 Organização do Trabalho
O Capitulo 2 trata da história do setor elétrico através de um breve histórico desde o início da eletrificação até os dias atuais, da estrutura do setor elétrico e também o
surgimento do da garantia física e também suas revisões de nomenclatura. Por último apresenta o conceito garantia física em alguns países do mundo.
O Capítulo 3 apresenta a atual metodologia de cálculo da garantia física no SIN pela ANEEL e ONS.
O Capítulo 4 apresenta a metodologia de cálculo alternativa para definição de garantia física, objeto de estudo desta dissertação.
O Capítulo 5 apresenta o estudo de caso em seis UHEs escolhidas para teste do modelo, bem como a caracterização hidrológica de cada UHEs em questão.
O Capítulo 6 apresenta a análise dos resultados obtidos através das modelagens. O Capítulo 7 apresenta as conclusões e recomendações.
2. Revisão Bibliográfica
2.1 Histórico
O início do Sistema Elétrico Brasileiro teve início com a construção das primeiras PCHs (Pequenas Centrais Hidroelétricas), que talvez na época não eram denominadas como “pequenas centrais” tais como:
1883: Usina Hidroelétrica Ribeirão do Inferno (estado de Minas Gerais – MG) – força motriz para mineração em Diamantina;
1885: Usina Hidroelétrica – Cia de Fiação e Tecidos S. Silvestre (Viçosa, MG);
1887: Usina Hidroelétrica Ribeirão dos Macacos; 1889: Usina Termoelétrica Velha Porto Alegre; 1889: Usina Hidroelétrica Marmelos – Juiz de Fora.
Até 1910 as PCHs surgiam com os objetivos principais de iluminação e fornecimento de energia aos bondes e indústrias.
Na medida em que o consumo de energia elétrica cresceu, os investimentos no setor se tornaram gradativamente autônomos em relação aos interesses imediatos da economia de exportação, uma vez que o consumo de eletricidade passou a estar cada vez mais associado às atividades urbano-industriais, caracterizando a formação de um núcleo de acumulação, representado pelas empresas de serviço público, relativamente independentes dessa economia.
É na constituição dessas empresas de serviço público que se destaca a chegada de empresários de grandes negócios, vindos do exterior, que se interessavam pela participação no processo de modernização e industrialização que se supunha iminente na capital da República e, principalmente, no estado de São Paulo. Entre esses empresários, encontravam-se aqueles que, reunidos a partir de 1897, iriam dar início a um empreendimento, marcante no desenvolvimento da energia elétrica no país, que culminaria na criação da São Paulo Railway, Light and Power Company Limited, em 1899, e da Rio de Janeiro Tramway, Light and Power Company Limited, em 1904. As duas empresas canadenses, unificadas na holding Brazilian Traction, Light and Power Co. Ltda., em 1912, ocuparam efetivamente os dois principais mercados elétricos brasileiros, Rio de Janeiro e São Paulo, realizando projetos de grande porte para a época. Entre esses grandes projetos destacam-se três: a hidroelétrica de Parnaíba, em 1901, com capacidade de 2.000 kW; a hidroelétrica de Fontes, do ano de 1908, com capacidade de 12.000 kW; e a hidroelétrica Henry Borden, inaugurada em 1926, com uma capacidade de 44.400 kW. O crescimento da capacidade de geração foi notável durante esse período inicial. Em 1883, a capacidade instalada era de 52 kW; em 1890, ela atingiu a cifra de 1.267 kW; em 1900, alcançou 10.376 kW; em 1910, chegou a 152.401 kW; e, em 1920, ultrapassou 367.000 kW.
Nesse mesmo período, consolidou-se rapidamente a primazia da geração hidráulica, que saltou de 20 %, em 1890, para 51 %, em 1900, e para 82 %, em 1910. Dessa forma, no início da indústria elétrica brasileira consolidou-se prontamente uma opção pela geração hidráulica que marcou toda a evolução dessa indústria no país; em contraste com a opção térmica, a carvão, encontrada na grande maioria dos outros países (BICALHO, 2009).
No final do século XIX e começo do século XX os controladores do setor de eletricidade se dividiam em dois grandes blocos, de um lado as empresas municipais e de outro os grandes investidores estrangeiros como a Holding Brazilian Traction, Light and Power Co. Ltd., constituída pela São Paulo Railway Light and Power Co. Ltd e Rio de Janeiro
Tramway Light and Power Co. Ltd, e American & Foreing Power – AMFORP (LEITE, 1997). É oportuno citar que a denominação da empresa na cidade de São Paulo sofreu uma alteração para São Paulo Traimway, designação mais adequada para o transporte urbano (SOUZA, 1987).
A AMFORP tinha como principal objetivo agilizar os negócios no exterior da empresa americana Electric Bond & Share Corporation, reunindo os seus ativos que se encontravam fora dos Estados Unidos. Esse braço internacional da Bond & Share desembarcou no Brasil em 1927, e criou duas empresas: a Empresas Elétricas Brasileiras – futura Companhia Auxiliar de Empresas Elétricas Brasileiras (CAEEB) e a Companhia Brasileira de Força Elétrica.
Diante do monopólio da Light nas duas principais cidades brasileiras, Rio de Janeiro e São Paulo, a AMFORP concentrou a sua estratégia na ocupação do interior do estado de São Paulo e das capitais dos outros estados, do Nordeste até o Sul do país, mediante a incorporação de diversas concessionárias já existentes. Após essa incorporação, as tarefas principais da AMFORP foram a organização e a modernização do vasto conjunto de ativos adquiridos, caracterizados pela grande heterogeneidade técnica e financeira.
O desenvolvimento da economia cafeeira no estado de São Paulo, ocorrido entre as duas últimas décadas do século XIX e o final da década de 1930, foi fundamental ao nascimento e à consolidação da eletricidade no Brasil. O avanço da produção cafeeira dava origem a um complexo conjunto de atividades, tais como: ferrovias, assalariamento, expansão urbana, atividades comerciais e de serviços; e, especialmente, suscitava o aparecimento de atividades industriais (SAES, 1986).
O Brasil chegou à década de 1930 com uma capacidade instalada de 779.000 kW, distribuídos entre 1.009 empresas. Os serviços se concentravam em uma área territorial mínima, que englobava as duas cidades mais populosas do país: Rio de Janeiro e São Paulo. Em função disso, a região Sudeste detinha 80 % da capacidade instalada; enquanto a região Nordeste ficava com 10 %, a região sul com 8 % e a região norte com 2 %. A Light detinha 40 % da capacidade instalada do país, com as demais empresas dividindo o resto. Entre essas empresas destacava-se a AMFORP, que controlava o interior de São Paulo e as cidades de
Recife, Salvador, Natal, Maceió, Vitória, Niterói-Petrópolis, Belo Horizonte, Curitiba e Porto Alegre-Pelotas, e detinha 15 % da capacidade instalada.
Desse modo, até 1930, a indústria elétrica brasileira desenvolveu-se sob a forma de sistemas independentes e isolados, abrangendo, essencialmente, as grandes concentrações urbanas, por intermédio de concessionárias privadas - dentre as quais se destacavam as estrangeiras (Light e AMFORP), que controlavam os mercados mais importantes -, reguladas por contratos específicos a cada concessão (BICALHO, 2009).
Por não haver nenhum controle, as empresas em geral e a Light em particular, obtinham lucros espetaculares. A partir de 1934, no entanto, com a promulgação do Código de Águas, a situação do setor elétrico começou a se alterar. O Código de Águas constituiu um dos principais marcos institucionais no setor de energia elétrica. Ao regulamentar sobre a propriedade das águas e sua utilização, dispor sobre a outorga das autorizações e concessões para exploração dos serviços de energia elétrica, esse código trouxe mudanças fundamentais na legislação sobre o aproveitamento de recursos hídricos (LORENZO, 2002).
No que se refere ao processo de fixação de tarifas, as alterações propostas pelo Código de Águas foram radicais: até o ano de 1933 vigorava a liberdade tarifária que permitia às concessionárias contratar suas tarifas em equivalente ouro, havendo, assim, uma correção monetária embutida. Em 1933, o Decreto nº 23.501, de 27 de novembro, proibia quaisquer tipos de contrato que estipulassem pagamentos em tarifa ouro, em outra moeda que não a do país. Em 1934, um ano e meio depois, o Código de Águas estabelecia definitivamente o processo de fixação de tarifas, a partir do serviço pelo custo. Esta questão – o custo histórico – foi regulamentada em 1941, em outro Decreto-Lei (n° 3.128) que estabelecia que o investimento das empresas de energia elétrica fosse determinado por meio de tombamento, servindo como elemento base para o cálculo de tarifas e de possíveis indenizações em caso de encampação de empresas pelo Estado. Fixava ainda o limite de 10 % sobre o investimento para o lucro das empresas (LIMA, 1984).
Com a promulgação do Código de Águas e, particularmente após 1939, com o surgimento do Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica, que impôs a revisão dos contratos e concessões existentes, houve forte manifestação das empresas que se diziam desestimuladas aos investimentos por estarem descapitalizadas pela aplicação do princípio do
custo histórico e, ainda, em razão da contínua alta de preços pela qual passava o país no final da década de 1930.
A questão foi bastante polêmica, e se, por um lado, por conta dos prejuízos que diziam sofrer, as empresas concessionárias reduziram seus investimentos, por outro as discussões deram origem a duas correntes opostas de pensamento – privatistas e nacionalistas – preocupadas em analisar as causas insuficientes da expansão da oferta de eletricidade e propor soluções para enfrentar os recorrentes problemas de insuficiente oferta de energia elétrica (CASTRO, 1983).
A Segunda Guerra Mundial impôs problemas para a importação de equipamentos elétricos e dificuldades da vinda de capital externo, de um lado o governo não dispunha de capital, tecnologia e capacidade de gestão suficiente para restituir e ampliar os serviços públicos de eletricidade prestados pelas concessionárias estrangeiras, por outro, as empresas estrangeiras não conseguiam obter melhores tarifas, regulamento cambial favorecido e segurança para novos aportes de capital, em razão do clima de incertezas políticas derivadas da ascensão de forças nacionalistas (LIMA, 1975).
Em 1945, o governo federal cria a Companhia Elétrica de São Francisco (CHESF) com o objetivo de aproveitar o potencial energético da cachoeira de Paulo Afonso. A CHESF teve destacado papel na construção de grandes usinas de geração não apenas na Bahia, mas em todo o Nordeste. Aos governos estaduais coube o desenvolvimento dos sistemas de distribuição (FELICIANO, 1998).
Em 1955, Juscelino Kubitschek, então governador de Minas Gerais, formaliza seu desejo de centralizar o setor de energia do estado com a criação da CEMIG (Companhia Elétrica de Minas Gerais). “A Empresa nasce em sintonia com as mais avançadas técnicas e tecnologias do setor de energia elétrica e de gestão financeira e humana. Como previsto, ela contribui para a instalação de outras importantes empresas em Minas Gerais, como a Mannesman, com a garantia do governo estadual de que a Cemig poderia suprir sua demanda de energia (na época, metade do consumo de todo o Estado). As três primeiras usinas hidroelétricas construídas pela Cemig – Tronqueiras, Itutinga e Salto Grande – são inauguradas. Em outubro de 1955, Juscelino Kubitschek é eleito presidente do Brasil e dá
início ao governo em que o famoso slogan “cinquenta anos em cinco” seria colocado em prática” (CEMIG, 2015).
Para auxiliar a superação dos problemas de abastecimento da região Sudeste, foi criada, em 1957, a empresa federal Central Elétrica de Furnas, no Rio Grande. Com elevado aproveitamento energético, entra com sua primeira usina em operação no auge da crise de abastecimento (agravada pela ocorrência de um ano de seca, quando a represa Billings, em São Paulo, chegou a esvaziar quase completamente) e foi capaz de evitar o racionamento que vinha causando sérios transtornos à população e às indústrias (FELICIANO, 1998).
A partir de então, a perspectiva nacionalista do papel do Estado na atividade de geração de energia ganha importância e, com as empresas estatais realizando grandes obras, a possibilidade de substituição das empresas estrangeiras por empresas estatais começa a se tornar viável (LIMA, 1975).
Com a criação da Eletrobrás, em 1961, e de novos mecanismos de financiamento, estabeleceram-se metas altamente avançadas para aumentar a capacidade instalada de energia elétrica no país. Nessa mesma época também se implementa uma política centralizada de expansão do setor de energia com a definição de um quadro institucional em que a Eletrobrás funcionaria como empresa holding do setor e, também, na prática, como principal formuladora da política setorial até que a crise energética dos anos 1970 viesse alterar esse quadro institucional.
Com isso ficava patente uma estratégia, já desenhada no Plano Nacional de Eletrificação de 1954, de certa divisão de atividades no setor, cabendo às empresas públicas federais e estaduais o comando da ampliação da capacidade de geração e a interligação do sistema elétrico, enquanto as empresas estrangeiras – a Light e a Amforp – se especializariam na distribuição.
A partir da fusão de 11 empresas em 1966 e permanecendo por três décadas como a maior geradora de energia elétrica do Brasil, foi criada a Companhia Energética de São Paulo (CESP) que possui sua história mais do que secular, remontando aos primórdios da iluminação pública em Rio Claro – SP (CESP, 2009).
Segundo Marcato (2010) o setor elétrico brasileiro teve grande impulso na década de 1970, a partir da publicação da Lei nº 5.655/71, que implantou o regime tarifário a fim de estabelecer tarifas de energia elétrica que cobrissem os respectivos custos de geração, transmissão e distribuição, bem como uma remuneração garantida específica ao ano. Entretanto, em função da disparidade entre os custos de geração e distribuição, muitas empresas do setor apresentavam balanços deficitários, levando o governo a adotar um mecanismo de equalização tarifária, por meio da publicação do Decreto-lei nº 1.383/74, que determinava que empresas com lucro deveriam transferir recursos para aquelas que apresentavam prejuízos.
Até 1995, o modelo do setor elétrico considerava empresas verticalizadas, predominantemente estatais, que abrangiam as atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sendo os recursos financeiros para construção de usinas, linhas de transmissão e sistemas de distribuição obtidos em função de financiamentos através de recursos públicos. Nesse modelo, toda atividade relacionada à energia elétrica era um monopólio e, consequentemente, não existia competição, uma vez que todos os consumidores eram cativos1 e o mercado era completamente regulado, incluindo tarifas para todos os segmentos.
Com o passar dos anos, o setor começou a apresentar sinais de estagnação, uma vez que os investimentos em expansão foram reduzidos drasticamente e, dessa forma, surgiu a preocupação em adotar medidas que viabilizassem o aumento de oferta de energia e a revitalização do setor elétrico brasileiro. Assim, o governo federal publicou a Lei nº 8.631/93, que extinguiu a equalização tarifária vigente e criou os contratos de suprimento entre geradores e distribuidores, visando estancar as dificuldades financeiras das empresas na época, sendo essa ação considerada como marco inicial da reforma do Setor Elétrico Brasileiro (CCEE, 2010).
No Brasil, a questão comercial de energia elétrica passou a ocupar um lugar de destaque com a publicação da Lei n° 9.074, em 1995. Esse dispositivo estabeleceu normas para outorga e prorrogação de concessões e permissões de serviços públicos, o que trouxe estímulos à participação da iniciativa privada no setor de geração de energia elétrica com a
1 Consumidor Cativo - Consumidor que só pode comprar energia elétrica da concessionária ou permissionária que detém a concessão do serviço de distribuição de energia elétrica para a localidade na qual se encontra instalado, ficando submetido à tarifa e condições de fornecimento estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
criação da figura do Produtor Independente de Energia (PIE). A partir daí, foi estabelecida a possibilidade de uma empresa privada produzir e comercializar energia elétrica, atividade que antes era prerrogativa exclusiva de concessionárias estatais de geração. A referida lei também estabelece os primeiros passos rumo à competição na comercialização de energia elétrica, com a criação do conceito de Consumidor Livre2, consumidor que, atendendo a requisitos estabelecidos na legislação vigente, tem liberdade de escolha de seu fornecedor de energia elétrica. Dessa forma, o mercado, que era totalmente regulado e possuía apenas consumidores cativos, passou a considerar, também, a possibilidade de consumidores livres, os quais passaram a negociar livremente as cláusulas contratuais para o fornecimento de energia elétrica.
Em 1996, foi implantado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (Projeto RE-SEB), coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME). Os trabalhos do Projeto RE-SEB definiram as bases conceituais que deveriam nortear o desenvolvimento do setor elétrico. As principais conclusões do projeto foram a necessidade de implementar a desverticalização das empresas de energia elétrica, ou seja, dividi-las nos segmentos de geração, transmissão e distribuição; incentivar a competição nos segmentos de geração e comercialização; e manter sob regulação os setores de distribuição e transmissão de energia elétrica. Foi também identificada a necessidade de criação de um órgão regulador, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), de um operador para o sistema elétrico nacional, o ONS e de um ambiente para a realização das transações de compra e venda de energia elétrica, o Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE), entidades constituídas por meio das Leis nº 9.427/96 (BRASIL, 1996) e nº 9.648/98 (BRASIL, 1998a), dos Decretos nº 2.335/97 (BRASIL, 1997) e nº 2.655/98 (BRASIL, 1998b) e da Resolução ANEEL nº 351/98 (ANEEL, 1998c) (CCEE, 2010).
No primeiro trimestre de 1998, foram estabelecidos, então, pressupostos básicos para o modelo privatizado de energia elétrica, tais como: a formação de preços no mercado de curto prazo; a definição dos submercados de energia, surgidos pela restrição de transmissão; a alocação de energia secundária 3; o mecanismo de realocação de energia, surgido em virtude do sistema brasileiro de geração de energia elétrica ser predominantemente hidroelétrico; o
2 Consumidor Livre - aquele que exerce a opção de compra de energia elétrica, conforme definido nos art. 15 e 16 da Lei nº 9.074/95 (definição conforme Decreto nº 5.163/04).
3 Energia secundária – é a energia excedente produzida por uma determinada unidade geradora. Está associada ao conceito de energia firme que é a energia média produzida por uma determinada unidade geradora, durante o período seco.
esquema de contabilização e a liquidação de energia elétrica negociada no MAE; as penalidades decorrentes de procedimentos indevidos dos agentes do MAE; entre outros (PAIXÃO, 2000).
Concluído em agosto de 1998, o Projeto RE-SEB definiu o conceito do modelo a ser implantado no Setor Elétrico Brasileiro, onde a competição seria formada gradualmente, estabelecendo os chamados contratos iniciais, substituindo os contatos de suprimentos, cujos montantes de energia comercializados nos contratos de suprimento eram iguais aos valores de energia garantida, calculados pelo Grupo Coordenador para Operação Interligada (GCOI-EE). Os contratos iniciais representavam, então, os contratos bilaterais de longo prazo firmados entre as geradoras e distribuidoras, com preços estabelecidos pela ANEEL; dessa forma, somente a quantidade de energia não emprenhadas nesses contratos poderia ser comercializada livremente no MAE (CCEE, 2010).
Durante a década de 1990, devido à dificuldade do Estado em manter investimentos, surge novamente o capital privado nas concessões, trazendo, então, a privatização de parte da geração, transmissão e distribuição, hoje regidas por empresas como AES, DUKE ENERGY, ELEKTRO, TRACTEBEL etc.
Durante o período de 1998 a 2002, a adaptação para o mercado proposto deveria ser gradual e cabia a ANEEL homologar os montantes de energia e demanda de potência a serem contratados e regular as tarifas correspondentes.
Assim, a Resolução ANEEL nº 244, de 30 de julho de 1998 (ANEEL, 1998a), estabeleceu os critérios para cálculo dos montantes de energia e demanda de potência a serem considerados nos contratos iniciais. Segundo a citada Resolução, a energia assegurada das usinas hidroelétricas, para os anos de 1999 a 2002, foi considerada igual a 95 % da energia garantida, calculada pelo (GCOI-EE) e pelo Comitê Coordenador de Operações Norte-Nordeste (CCON). A Resolução ANEEL nº 232, de 27 de junho de 1999 (ANEEL, 1999), surge para homologar os montantes de energia e potência asseguradas para o período de 1999 a 2002. Esses foram os montantes considerados na elaboração dos Contratos Iniciais, conforme previsto no Art.10 da Lei nº 9.648, de 1998 (BRASIL, 1998a) (ROSIM, 2008).
O cálculo dos certificados de energia assegurada das usinas hidroelétricas despachadas de forma centralizada, para o período após 2002, foi feito em conjunto pelo GCOI-EE4 e GCPS5. Esses valores foram homologados pela ANEEL por meio das Resoluções ANEEL nº 268, de 13 de agosto de 1998 (Região Sul) (ANEEL,1998b) e nº 453, de 1998 (Regiões Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e Norte) (ANEEL, 1998d). Os critérios para o cálculo das referidas energias asseguradas foram discutidos no âmbito do GCPS e GCOI-EE, tendo havido uma compatibilização de critérios entre esses dois órgãos de planejamento, da expansão e da operação do sistema interligado brasileiro, respectivamente. Os valores de energia assegurada homologados até 18 de novembro de 2004 tiveram sua vigência estendida até 31 de dezembro de 2014 por meio da Portaria nº 303/04 (ANEEL, 2004).
Em 2001, o setor elétrico sofreu uma grave crise de abastecimento que culminou em um plano de racionamento6 de energia elétrica. Sendo assim, o Setor Elétrico Brasileiro sofre mais alterações. Durante os anos de 2003 e 2004, o governo federal lançou as bases de um novo modelo para o Setor Elétrico Brasileiro, sustentado pelas Leis nº 10.847/04 (BRASIL, 2004a), 10.848/04 (BRASIL, 2004b) e pelo Decreto nº 5.163/04 (BRASIL, 2004c). Entre as principais mudanças institucionais implementadas nesse período, destacam-se a criação de uma instituição responsável pelo planejamento do setor elétrico a longo prazo, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), uma instituição com a função de avaliar permanentemente a segurança do suprimento de energia elétrica, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) e uma instituição para dar continuidade às atividades do MAE, relativas à comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Em relação à comercialização de energia, foram instituídos dois ambientes para celebração de contratos de compra e venda de energia, o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), do qual participam Agentes de Geração, de Comercialização e de Distribuição de energia elétrica, e o Ambiente de Contratação Livre (ACL), do qual participam Agentes de Geração, Comercialização, Importadores e Exportadores de energia, e Consumidores Livres. Visando garantir a segurança do suprimento
4 Grupo Coordenador para Operação Interligada (GCOI-EE) que foi extinto e teve suas funções atribuídas ao ONS 5 Grupo Coordenador do Planejamento de Sistemas (GCPS) que foi extinto e teve suas funções atribuídas ao CCPE
6 Racionamento - período no qual vigorou a redução de consumo de energia elétrica imposta em função do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica (PERCEE), disciplinado pela Medida Provisória nº 2.198-5/01. O racionamento compreendeu o período de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, para os consumidores atendidos por meio dos Sistemas Interligados das regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste e 1º de julho de 2001 a 31 de dezembro de 2001 para os consumidores dos Estados do Pará e Tocantins atendidos pelo Sistema Interligado Norte.
de energia elétrica, promover a modicidade tarifária, promover a inserção social no Setor elétrico Brasileiro (CCEE, 2010).
Durante os cenários apresentados, a forma de se comercializar energia no Brasil sempre foi algo de interesse regulatório, econômico e operacional. Contudo, diversos parâmetros necessitaram ser adaptados ao caso brasileiro ou, até mesmo, ser criados novos parâmetros em função de particularidades do nosso sistema.
2.2 Atual Modelo de Comercialização de Energia no Sistema Interligado
Nacional
2.2.1 Modelo Institucional e Estrutural
Pode-se verificar acima que o setor elétrico brasileiro passou por reformas institucionais recentes. Essas reformas culminaram na atual estrutura de funcionamento do setor, concebida sob um ideal de equilíbrio institucional entre agentes de governo, agentes públicos e privados.
Em linhas gerais, o esquema identificado na figura 1 ilustra o mapeamento organizacional das instituições que dão corpo ao setor elétrico nacional e suas respectivas funções.
CNPE – Conselho Nacional de Política Energética: define a política energética do país com objetivo de assegurar estabilidade do suprimento energético.
MME – Ministério de Minas e Energia: é responsável pelo planejamento, gestão e desenvolvimento de legislação do setor, bem como pela supervisão e controle da execução das políticas direcionadas ao desenvolvimento energético do país.
EPE – Empresa de Pesquisas Energéticas: realiza o planejamento da expansão da geração e transmissão, a serviço do MME, e dá suporte técnico para a realização de leilões.
CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico: supervisiona a continuidade e confiabilidade do suprimento elétrico.
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica: regula e fiscaliza a geração, transmissão e distribuição de eletricidade. Define as tarifas de transporte e consumo e assegura o equilíbrio econômico-financeiro das concessões.
ONS – Operador Nacional do Sistema: controla a operação do Sistema Interligado de modo a otimizar os recursos energéticos.
CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica: administra as transações do mercado de energia e realiza leilões oficiais.
Agentes de geração: são os titulares de concessão, permissão ou autorização, outorgada pelo Poder Concedente, para fins de geração, compra e venda de energia elétrica no âmbito da CCEE. O agente de geração tem livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, podendo comercializar sua energia a preços livremente negociados. As geradoras estão divididas em três grupos: estatais federais, estaduais e privadas.
Agentes de transmissão: são os detentores de concessão outorgada pelo Poder Concedente para transmissão de energia elétrica, com instalação na rede básica. A entrada de novos agentes de transmissão, que não precisam ser membros da CCEE, ocorre por meio de licitação para construção de novas linhas.
Agentes de distribuição: são os titulares de concessão, permissão ou autorização de serviços e instalações de distribuição, outorgada pelo Poder Concedente, para fornecer energia elétrica ao consumidor final. A atividade é regulada técnica e economicamente. O agente distribuidor deve conceder livre acesso a todos os consumidores de sua zona de atuação, que tem direito a se conectar à rede, mesmo não comprando energia dessa distribuidora.
Agentes de comercialização: são titulares de autorização, concessão ou permissão para fins de realização de operações de compra e venda de energia elétrica na CCEE, visando o atendimento ao consumidor final.
Figura 1. Mapeamento organizacional do Setor Elétrico. Fonte: ABRADEE, acesso em 20 fev. 2016.
2.2.2 Ambientes de Contratação de Energia
O modelo vigente do setor elétrico prevê que a comercialização de energia elétrica pode ser realizada em dois ambientes de mercado, conforme ilustrado na figura 2, sendo o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL).
Figura 2. Ambiente de contratação de Energia Elétrica. Fonte: CCEE, 2013
A contratação no ACR é formalizada por meio de contratos bilaterais regulados, denominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR), celebrados entre Agentes vendedores e distribuidores que participam dos leilões de compra e venda de energia elétrica.
Já no ACL há a livre negociação entre os Agentes geradores, comercializadores, consumidores livres/especiais, importadores e exportadores de energia, sendo os acordos de compra e venda de energia pactuados através de Contratos de Compra de Energia no Ambiente Livre (CCEAL), conforme ilustrado na figura 3.
Os Agentes de Geração, sejam concessionários de serviço público de geração, produtores independentes de energia ou autoprodutores, assim como os comercializadores, podem vender energia elétrica nos dois ambientes, mantendo o caráter competitivo da geração. Tanto os contratos do ACR como os do ACL são registrados na CCEE e servem de base para a contabilização e liquidação das diferenças no mercado de curto prazo. Os montantes totais contratados são liquidados bilateralmente pelos agentes, fora do ambiente de operações da CCEE e de acordo com condições contratuais específicas.
Conforme disposto no inciso I do art. 2º do Decreto nº 5.163/04 (BRASIL, 2004c), os agentes vendedores devem apresentar cem por cento de lastro para venda de energia e potência, constituído pela garantia física proporcionada por empreendimentos de geração próprios ou de terceiros, nesse caso, mediante contratos de compra de energia ou de
potência. A inexistência do referido lastro será passível de penalidades7 definidas em Regras8 e Procedimentos de Comercialização9 específicos (CCEE, 2013).
Figura 3. Mercado Brasileiro de Energia Elétrica. Fonte: LIGHT, 2015.
2.3 Energia Assegurada / Garantia Física
2.3.1 Nomenclaturas e Revisões
O conceito “suprimento firme” surgiu no final do século XIX, quando se estudava o dimensionamento de reservatórios para o abastecimento de água à cidades. O objetivo era determinar a capacidade de armazenamento que asseguraria uma determinada vazão “firme” mesmo na ocorrência da sequência mais seca registrada no histórico. Foi quando Rippl (1883) propôs um diagrama para calcular a mínima capacidade “v” – que deveria ter um reservatório para garantir o atendimento de uma demanda volumétrica constante “d”. Esse mesmo diagrama permitia responder à pergunta inversa: qual a vazão firme “d” associada a uma determinada capacidade de armazenamento “v”?
7 Penalidades – sanções definidas ou aprovadas pela ANEEL, aplicáveis em caso de inobservância ou descumprimento do disposto na Convenção de Comercialização ou nas Regras e Procedimentos de Comercialização.
8Regras de Comercialização – conjunto de regras operacionais e comerciais e suas formulações algébricas definidas pela ANEEL, aplicáveis
à comercialização de energia elétrica na CCEE.
9Procedimentos de Comercialização – conjunto de normas aprovadas pela ANEEL que definem condições, requisitos, eventos e prazos
O conceito de suprimento firme foi posteriormente levado para o setor elétrico e aplicado ao dimensionamento econômico de usinas hidroelétricas. Essencialmente, para cada alternativa de capacidade do reservatório, calculava-se a energia firme resultante – capacidade de produção constante de energia. Usava-se a razão entre o custo de construção de cada alternativa e a respectiva energia firme como índice custo/benefício, o que permitia a comparação econômica de alternativas (KELMAN, 2004). O conceito de energia firme foi, a seguir, estendido para um conjunto de usinas, com o objetivo de garantir a máxima produção de energia, constante no tempo, admitindo-se flutuações de produção de cada usina. Esse conceito foi amplamente aplicado em estudos de inventário, que serviram para definir a “divisão de quedas” de cada rio. Posteriormente, o critério de dimensionamento passou a ser probabilístico (KELMAN, 1987), ou seja, ao invés de garantir o atendimento no caso de ocorrência da pior seca registrada no histórico, passou-se a calcular a energia assegurada, definida como a máxima produção que pode ser mantida em uma determinada porcentagem, por exemplo, 95 % dos anos hidrológicos simulados. Esse critério probabilístico, juntamente com a consideração do impacto econômico das falhas de suprimento, passou a permitir uma análise mais acurada da relação custo/benefício de investimentos.
Antes da reforma do setor elétrico, o conceito de energia firme de uma usina hidroelétrica era usado em estudos econômicos de dimensionamento, mencionados acima, e na assinatura de contratos de suprimento entre concessionárias. Se a demanda de energia da empresa excedia sua energia firme total (soma das energias firmes das usinas pertencentes à mesma), a concessionária era considerada “deficitária”, devendo assinar contratos de suprimento com empresas “superavitárias”. Embora os contratos de suprimento tivessem rebatimentos comerciais, sua importância era limitada, pois o ajuste das tarifas – e, portanto, a remuneração da empresa – estava associado ao custo do serviço. Em resumo, a energia firme era um tema de importância para as equipes de planejamento da expansão e operação do setor, mas tinha efeito comercial limitado (KELMAN, 2004).
Com a reforma do setor, o Certificado de Energia Assegurada (CEA) de uma usina hidroelétrica (versão probabilística de sua energia firme), passou a ser um parâmetro de grande impacto comercial, pois determina o nível de participação da usina 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 energia. O CEA também passou a ter uma grande relevância para a confiabilidade de atendimento ao consumo de energia. A razão disso 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 ano. 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 hidroelétricas, passando a obter a capacidade de avaliação da segurança energética do país.
Atualmente o histórico de vazões utilizado para as usinas hidroelétricas do sistema nacional é composto por dados verificados ao longo de 85 anos pela a ANEEL. Com base nesse histórico, juntamente com recursos estatísticos, existe a possibilidade de serem simuladas outras inúmeras sequências de vazões para cada usina, admitindo-se o risco do não atendimento à carga, ou seja, em determinado percentual dos anos simulados, permite-se que haja racionamento dentro do limite considerável para o sistema. Na regulamentação atual, este risco é de 5 %. As vazões dos rios brasileiros não são condicionadas a processos regulares, decorrendo desse fato a necessidade da construção de reservatórios de grande capacidade de acumulação para atenuar os efeitos da variação destas afluências sobre a disponibilidade de energia. Assim, a determinação da energia assegurada independe da geração real e está associada às condições em longo prazo que cada UHE pode fornecer ao sistema, assumindo um critério específico de risco do não atendimento do mercado, considerando-se principalmente a variabilidade hidrológica à qual a usina está submetida (GASTALDO E BERGER, 2009).
O Decreto nº 2.665/98, alterado em seu artigo 21 pelos Decretos nº 3653, de 07 de novembro de 2000 (BRASIL, 2000), e nº 5287/04 (BRASIL, 2004e), conceitua ‘energia assegurada’ para fins legais, assim como estabelece os mecanismos de revisão destes valores, como segue:
“Art. 21. A cada usina hidrelétrica corresponderá um montante de energia assegurada, mediante mecanismo de compensação da energia efetivamente gerada. (Redação dada pelo Decreto nº 3.653, de 7 de novembro de 2000)
§1° (Revogado pelo Decreto nº 5.287, de 2004)
§ 2º Considera-se energia assegurada de cada usina hidrelétrica participante do MRE a fração a ela alocada da energia assegurada do sistema, na forma do disposto no caput deste artigo.
§ 3º A energia assegurada relativa a cada usina participante do MRE, de que trata o parágrafo anterior, constituirá o limite de contratação para os geradores hidrelétricos do sistema, nos termos deste regulamento.
§ 4º O valor da energia assegurada alocado a cada usina hidrelétrica será revisto a cada cinco anos, ou na ocorrência de fatos relevantes. § 5º As revisões de que trata o parágrafo anterior não poderão implicar redução superior a 5% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções, em seu todo, a 10% do valor de base, constante do respectivo contrato de concessão durante a vigência deste.”. (BRASIL, 1998b)
Portanto, a energia assegurada está associada às condições de longo prazo que cada usina pode fornecer ao sistema, considerando como critério específico o risco de não atendimento do mercado, especialmente a variabilidade hidrológica que afetará a produção de energia. Ela trata da quantidade de energia disponível para o agente, compreendendo a parcela de energia que ela pode alocar no sistema elétrico, utilizando uma operação cooperativa dentro do SIN, maximizando a eficiência dos recursos energéticos. O montante de energia assegurada é definido em certificado, emitido pelo MME, que atesta a quantidade máxima de energia e potência que o agente pode comercializar no âmbito da CCEE, sendo assim, a energia assegurada definida não corresponde à geração efetiva da usina (real) (GASTALDO E BERGER, 2009).
Em 2004, o art. 2º, §§ 1º e 2º, do Decreto 5.163/04(BRASIL, 2004c), trouxe um novo conceito chamado de “garantia física” onde “a energia e potência de um
empreendimento de geração, a ser definida pelo Ministério de Minas e Energia e constante do contrato de concessão ou ato de autorização, corresponderá às quantidades máximas de energia e potência elétricas (lastro) associadas ao empreendimento, incluindo importação, que poderão ser utilizadas para comprovação de atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos”, portanto, refere-se à quantidade máxima de energia e potência (lastro) que a usina de geração pode comercializar no âmbito da CCEE.
Em 2015, a portaria nº 537, de 8 de dezembro de 2015 (BRASIL, 2015), define que os atuais valores de garantia física de energia das Usinas Hidroelétricas Despachadas Centralizadamente no Sistema Interligado Nacional, inclusive da Usina Hidrelétrica de Itaipu, permanecem válidos até 31.12.2016 e, também, a portaria nº 544, de 17 de novembro de 2015 (BRASIL,2015), divulga, para consulta pública, o relatório de revisão ordinária de garantia física de energia das Usinas Hidroelétricas, com o objetivo de apresentar a metodologia e a base de dados a serem empregadas na revisão dos montantes de garantia física de energia das usinas hidroelétricas despachadas centralizadamente no Sistema Interligado Nacional.
2.3.2 Garantia Física em Alguns Países do Mundo
Conforme visto, os conceitos de “Energia Firme” e de “Energia Assegurada” são utilizados como fatores de rateio para alocar a garantia física global entre as usinas individualizadas. É, portanto, usualmente a capacidade de cada usina hidroelétrica comercializar energia elétrica. Veremos adiante alguns países que utilizam esses conceitos como forma de comercializar energia.
Na Colômbia, desde dezembro de 2006, existe o termo “Energia Firme para Confiabilidade da Carga” (ENFICC), que é definido como sendo a máxima energia elétrica que é capaz de entregar uma planta de geração continuamente, em condições de baixa hidrologia, em um período de um ano. O Cargo por Confiabilidade é a remuneração que é paga a um agente gerador pela disponibilidade de ativos de geração com características e parâmetros declarados para o cálculo da ENFICC, que garante o cumprimento da Obrigação de Energia Firme (OEF) que foi determinada em um leilão. A Obrigação de Energia Firme é o vínculo resultante do leilão que impõe a um gerador o dever de gerar uma quantidade diária de energia durante o período de contrato (COLÔMBIA, 2006). Para determinar quais usinas recebem, dois mecanismos são aplicados:
• Atribuição administrada a pro rata da demanda, a qual é aplicável ao período de transição que finaliza em 30 de novembro de 2012 ou durante os períodos em que não seja necessária uma nova oferta; e
• Mecanismo de subasta a partir de 1 de dezembro de 2012 e nos casos de necessidade de nova oferta no sistema. Nos leilões, os geradores apresentam os seus preços para assumir as OEF que são requeridas para atender a demanda do sistema nos anos futuros (COMISIÓN DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL, 2011).
O primeiro leilão de Energia Firme nessas condições foi realizado em maio de 2008, no qual foram atribuídas as Obrigações de Energia Firme de 1° de dezembro de 2012 a 30 de novembro de 2013 (MOROMISATO, 2012).
No Peru, a Energia Firme é definida como sendo a máxima produção esperada de energia elétrica, determinada para uma probabilidade de excedência de 95 % para as unidades
de geração hidroelétrica e de indisponibilidade programada e fortuita, para as unidades de geração térmica. Após a reforma e revisão do setor elétrico em 2007, é estabelecido que nenhum gerador pode contratar com os usuários livres e distribuidores mais Potência e Energia Firmes que as próprias e aquelas contratadas com terceiros. A Potência Firme é definida como sendo a potência que pode fornecer cada unidade geradora com alta segurança de acordo com a definição do regulamento. No caso de centrais hidroelétricas, a potência firme é determinada com uma probabilidade de excedência de 95 %. No caso das centrais termoelétricas, a potência firme deve considerar os fatores de indisponibilidade programada e fortuita (PERÚ, 2006). Nos contratos de compra e venda de energia elétrica são negociados Potência e Energia Firmes.
Na Argentina, a Energia Firme é definida como sendo a energia mensal de probabilidade de excedência de 70 % para a usina e ela deverá ser o valor máximo para os contratos anuais correspondentes às usinas hidroelétricas (MOROMISATO, 2012).
No Chile, similar à Argentina, onde os geradores não podem contratar além da sua energia firme, ela é definida como a energia anual de uma condição hidrológica com probabilidade de excedência de 90 % para o sistema (ZAPATA e MARTIN, 2000). Em ambos os países são comercializados a Potência e Energia Firmes.
Nos Estados Unidos da América, a “Bonneville Power Administration” (BPA, situada na costa oeste) define a Energia Firme como sendo a energia elétrica produzida pelo sistema hidroelétrico disponível com condições de água apenas para o seu período crítico e ela está disponível em quantidades que variam dependendo da estação e condições do clima. O período crítico é a parte do registro histórico de vazões na qual as vazões registradas combinadas com o armazenamento disponível do reservatório produziram a menor quantidade de energia (BPA, 2011).
Embora o termo “Energia Firme” seja comum em vários países, a sua definição nem sempre corresponde à definição usual do ONS. Talvez a definição mais próxima seja a do Peru, mas nela não há informação se é utilizado um período crítico determinado ou, como no caso da Colômbia, que especifica a baixa hidrologia em um ano (MOROMISATO, 2012).
2.4 Energia Hidráulica
A maior parte da matriz energética do Brasil é hidráulica, conforme ilustrado na figura 5. Aliada à sua extensão territorial e à sua diversidade climática, o país possui fatores que dificultam o planejamento da operação no setor elétrico.
Figura 5. Matriz de Produção de Energia Elétrica. Adaptada de: BRASIL, 2015
Um fator relevante é a estocasticidade das chuvas (quantidade e lugar onde essas chuvas caem) e, consequentemente, das vazões naturais nos rios. Essa irregularidade das vazões naturais (ou afluências), aliada à grande quantidade de usinas hidráulicas (usinas com reservatório e fio d’água), fazem do sistema elétrico brasileiro único no mundo pelo seu tamanho e características. Devido à estocasticidade das afluências e ao fato de que a energia elétrica gerada não pode ser armazenada, a decisão de utilizar ou não a água dos reservatórios para gerar energia elétrica é um problema difícil de ser solucionado (FORTUNATO, 1990; SILVA, 2001).
Se a decisão for utilizar a água dos reservatórios, o operador deverá esperar que as afluências futuras possam reencher os reservatórios. Caso as afluências futuras não sejam as esperadas, a consequência operativa será um custo adicional pela utilização das usinas térmicas e também um risco de déficit de energia (com a possibilidade de racionamento de energia ou corte de carga); e se a decisão for não utilizar a água dos reservatórios e utilizar as
usinas térmicas, as afluências futuras esperadas deverão ser baixas para não ultrapassar o valor do armazenamento máximo. Caso as afluências futuras sejam maiores que os valores esperados, o armazenamento máximo dos reservatórios será ultrapassado e o operador será obrigado a verter água, desperdiçando energia (MOROMISATO, 2012).
Figura 6. Dilema do ONS. Fonte: Notas de aula (UNICAMP), 2014.
Outra característica intrínseca do sistema elétrico brasileiro é que o parque gerador hidroelétrico está distribuído em diferentes bacias hidrográficas. Na maioria delas, as usinas hidráulicas estão dispostas em forma de cascata, isso significa que todo o volume de água turbinado ou vertido numa usina a montante pode ser reaproveitado na usina que está imediatamente a jusante desta e assim, sucessivamente, até a última usina do curso do rio.
A figura 7 mostra a integração eletroenergética entre as diversas bacias hidrográficas do Brasil. Nessa figura pode ser observada a abrangência do Sistema Interligado Nacional (SIN) no território nacional.
Figura 7. Interligação Eletroenergética entre as Bacias hidrográficas do SIN. Fonte: ONS, 2015
As usinas com reservatório, também chamadas de usinas de reservatório de acumulação, são importantes porque regulam as vazões naturais afluentes próprias (armazenando a água nos períodos úmidos ou de chuvas e utilizando-a nos períodos secos ou de estiagem) e ajudam na regularização das afluências das usinas a jusante.
Atualmente, o armazenamento de água disponível nos reservatórios, além de permitir a regularização do sistema, proporciona proteção contra a eventualidade de séries de anos secos, caracterizando-se a chamada regularização plurianual do sistema. (COSTA, MACIEIRA e DAMAZIO, 2007).
As usinas a fio d’água, chamadas também de usinas de reservatórios de compensação, são utilizadas somente para a regulação de pequenas quantidades de água. Isso significa que toda a vazão afluente é turbinada e/ou vertida, mantendo o armazenamento de água praticamente constante.
A energia elétrica que pode ser gerada a partir da vazão natural de recursos hídricos em um aproveitamento hidroelétrico em um período é chamada de Energia Natural
Afluente (ENA), ou seja, quanto maior a ENA maior a quantidade de energia possível de ser produzida. As figuras de 8 a11 apresentam uma simples comparação entre as médias de Energia Natural Afluente nos anos de 2011 e 2014 nos quatro subsistemas10. Observa-se que os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), Norte (N) e Nordeste (NE) têm ENA mais alta entre dezembro e abril e, o Sul (S), entre junho e outubro. Pode-se notar também que há variações grandes entre as ENAs dos anos de 2011 e 2014. Sendo assim, o ONS precisa considerar em seus sistemas como serão as ENAs futuras em cada subsistema, dificultando a operação.
Figura 8. Comparação ENAs de 2011 e 2014 no Subsistema Sudeste. Fonte: ONS, 2015.
Figura 9. Comparação ENAs de 2011 e 2014 no Subsistema Sul. Fonte: ONS, 2015.
10 Os subsistemas são simplificações que são realizadas nas simulações do planejamento da operação de médio-longo prazo. Nessas simulações todas as usinas hidráulicas do SIN são agrupadas convenientemente para formar 4 subsistemas equivalentes de energia, que representam as regiões Sul (S), Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), Norte (N) e Nordeste (NE).
Figura 10. Comparação ENAs de 2011 e 2014 no Subsistema Nordeste. Fonte: ONS, 2015.
Figura 11. Comparação ENAs de 2011 e 2014 no Subsistema Norte. Fonte: ONS, 2015.
A capacidade total de armazenamento de todos os reservatórios que compõem o sistema pode ser avaliada como sendo toda a energia produzida quando os reservatórios do sistema são esvaziados por completo (desde o armazenamento máximo até o mínimo) e é chamada de Energia Armazenável Máxima (EAR).
A produção elétrica de uma usina está diretamente relacionada ao despacho centralizado realizado pelo ONS sob fiscalização e regulação da ANEEL. Esse despacho considera as disponibilidades de cada uma das usinas em condições de operação no SIN. Essas usinas são despachadas com o objetivo de minimizar os custos operacionais visando o
