MINISTÉRIO DA EDUCAÇÃO
SECRETARIA DE EDUCAÇÃO PROFISSIONAL E TECNOLÓGICA
INSTITUTO FEDERAL DE EDUCAÇÃO, CIÊNCIA E TECNOLOGIA FLUMINENSE CAMPUS CAMPOS CENTRO
BACHARELADO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
LAÍS BARRETO RIBEIRO
ANÁLISE DE VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DE MIGRAÇÃO DE UM HOSPITAL PRIVADO DO AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA PARA O AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE DE ENERGIA EM CAMPOS DOS
GOYTACAZES
CAMPOS DOS GOYTACAZES 2022
LAÍS BARRETO RIBEIRO
ANÁLISE DE VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DE MIGRAÇÃO DE UM HOSPITAL PRIVADO DO AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA PARA O AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE DE ENERGIA EM CAMPOS DOS
GOYTACAZES
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como requisito parcial para obtenção do Título de Bacharel em Engenharia Elétrica do Curso Superior de Engenharia Elétrica do Instituto Federal do Fluminense, Campus Campos Centro.
Orientador: Prof. Me. Valter Luis Fernandes de Sales
CAMPOS DOS GOYTACAZES 2022
Elaborada pelo Sistema de Geração Automática de Ficha Catalográfica da Biblioteca Anton Dakitsch do IFF com os dados fornecidos pelo(a) autor(a).
B189a
Barreto Ribeiro, Laís
Análise de viabilidade técnica e econômica de migração de um hospital privado do Ambiente de Contratação Regulada para o Ambiente de Contratação Livre de energia em Campos dos Goytacazes / Laís Barreto Ribeiro - 2022.
99 f.: il. color.
Orientador: Valter Luis Fernandes de Sales
Trabalho de conclusão de curso (graduação) -- Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia Fluminense, Campus Campos Centro, Curso de Bacharelado em Engenharia Elétrica, Campos dos Goytacazes, RJ, 2022.
Referências: f. 69 a 74.
1. Migração de ambiente de contratação de energia. 2. Ambiente de contratação regulada. 3. Ambiente de contratação livre. 4. Análise técnica. 5.
Análise econômica. I. Fernandes de Sales, Valter Luis , orient. II. Título.
SECRETARIA DE EDUCAÇÃO PROFISSIONAL E TECNOLÓGICA INSTITUTO FEDERAL FLUMINENSE
CAMPUS CAMPOS CENTRO
RUA DOUTOR SIQUEIRA, 273, PARQUE DOM BOSCO, CAMPOS DOS GOYTACAZES / RJ, CEP 28030130 Fone: (22) 2726-2903, (22) 2726-2906
TERMO 56/2022 - CBECACC/DIRESTBCC/DGCCENTRO/REIT/IFFLU
23 de junho de 2022
LAÍS BARRETO RIBEIRO LAÍS BARRETO RIBEIRO
ANÁLISE DE VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DA MIGRAÇÃO DE UM HOSPITAL PRIVADO DO AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA PARA O AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE
DE ENERGIA EM CAMPOS DOS GOYTACAZES
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como requisito parcial para obtenção do Título de Bacharel em Engenharia Elétrica do Curso Superior de Engenharia Elétrica do Instituto Federal do Fluminense, Campus Campos Centro. .
Aprovado em 06 de junho de 2022.
Banca avaliadora:
M.e. Valter Luís Fernandes de Sales (Orientador) / IFFluminense M.e. Helder Siqueira Carvalho (Avaliador) / IFFuminense
M.e. Wagner Vianna Bretas (Avaliador) / IFFuminense
Campos dos Goytacazes 2022
Código Verificador:
Código de Autenticação:
23/06/2022 16:41:21.
Helder Siqueira Carvalho
Helder Siqueira Carvalho, PROFESSOR ENS BASICO TECN TECNOLOGICOPROFESSOR ENS BASICO TECN TECNOLOGICO, DIRETORIA EXECUTIVADIRETORIA EXECUTIVA, em 23/06/2022 16:10:03.
Valter Luis Fernandes de Sales
Valter Luis Fernandes de Sales, PROFESSOR ENS BASICO TECN TECNOLOGICOPROFESSOR ENS BASICO TECN TECNOLOGICO, COORDENAÇÃO DO CURSO DE BACHARELADO EM ENGENHARIA DE CONTROLE ECOORDENAÇÃO DO CURSO DE BACHARELADO EM ENGENHARIA DE CONTROLE E AUTOMAÇÃO
AUTOMAÇÃO, em 23/06/2022 15:42:36.
Este documento foi emi do pelo SUAP em 23/06/2022. Para comprovar sua auten cidade, faça a leitura do QRCode ao lado ou acesse https://suap.iff.edu.br/autenticar-documento/ e forneça os dados abaixo:
366084 639ece3ef3
AGRADECIMENTOS
Primeiramente gostaria de agradecer a Deus que em sua infinita bondade permitiu que eu conseguisse caminhar até aqui.
Ao meu orientador, o professor Valter Luís Fernandes de Sales, agradeço por todo apoio, incentivo e conhecimento compartilhado.
Aos meus amados pais, irmão, ao meu noivo Eduardo e a toda a minha família.
Aos amigos Armstrong e Cícero por todo auxílio e conhecimento compartilhado para a realização deste trabalho.
A minhas amigas: Larissa, Letícia, Thayane, Uly e Fernanda.
Aos colegas do IFF, que me deram apoio e suporte nessa caminhada, em especial aos queridos Andressa Escala, João Pedro Neves, Zulkner Cruz e Juliana Costa.
Ao Instituto Federal Fluminense, a todos os professores, funcionários e servidores.
Aos queridos Martha Henriques, Dr. Herbert Sidney Neves, Sérgio Barboza e Léo Vasconcellos, por todo apoio na realização deste trabalho.
E por todas as outras pessoas que me ajudaram nessa caminhada, os meus mais sinceros e calorosos agradecimentos.
"A mente que se abre a uma nova ideia jamais voltará ao seu tamanho original."
(Albert Einstein)
RESUMO
A migração de consumidores do ambiente de contratação regulada para o ambiente de contratação livre de energia tem aumentado, de forma considerável, entre clientes atendidos em média e alta tensão no Brasil, nos últimos dez anos. Um dos principais motivos para isso é a possibilidade de economia em relação ao mercado regulado, devido à liberdade de negociação do preço da energia. O presente trabalho teve por objetivo realizar uma análise técnica e econômica da migração de um hospital privado da cidade de Campos dos Goytacazes, para o ambiente de contratação livre de energia. O estudo de caso forneceu uma metodologia de análise e simulação dos valores despendidos no ambiente de contratação regulada e, posteriormente, dos possíveis valores que seriam despendidos no ambiente de contratação livre. Inicialmente, foi calculado o preço da energia que igualaria os dois ambientes de contratação, por intermédio do método break-even point. Após esta etapa, foi realizada uma simulação no ambiente de contratação livre, utilizando-se o preço da energia fornecido em uma cotação real de mercado. Ao final do estudo, a viabilidade técnica foi verificada, indicando que o consumidor analisado poderia realizar a migração, a princípio, como consumidor especial, e a partir de janeiro de 2023 como consumidor livre. A viabilidade econômica foi validada, por intermédio da atualização financeira mediante ao valor presente líquido, além de ter sido constatada uma economia média líquida de 16,70%, decorrente da migração.
Palavras-chaves: Migração de ambiente de contratação de energia. Ambiente de contratação regulada. Ambiente de contratação livre. Análise técnica. Análise econômica.
ABSTRACT
The migration from the regulated contracting environment to the free contracting environment, has increased in Brazil, in the last ten years, among customers served at medium and high voltage. One of the main reasons for this is the possibility of savings in relation to the regulated market, due to the freedom to negotiate the price of energy. The present work aimed at the technical and economic analysis of the migration of a private hospital in the city of Campos dos Goytacazes, to the free energy contracting environment. The study provided a methodology for analyzing and simulating the amounts spent in the regulated contracting environment and, later, the possible amounts that would be spent in the free contracting environment. It was found the price of energy that would equalize the two energy contracting environments, calculated by the break-even method. After this, a simulation was performed in the free contracting environment, using a real market price. At the end of the study, the technical feasibility was verified, indicating that the analyzed consumer could perform the migration, at first, as a special consumer, and from January 2023 as a free consumer. The economic viability was validated through the financial update to the net present, in addition to an average net savings of 16.70%, resulting from the migration.
Keywords: Migration of energy contracting environment. Regulated contracting environment. Free contracting environment. Technical analysis. Economic analysis.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 Representação do novo setor elétrico brasileiro a partir de 2004... 18
Figura 2 Diferenças entre os ambientes de contratação de energia... 21
Figura 3 Representação do ambiente de contratação regulada………. 22
Figura 4 Tipos de leilões de energia elétrica...……...…………. 23
Figura 5 Diferenças entre o faturamento de energia nos grupos A e B....…... 26
Figura 6 Composição tarifária média da energia elétrica... 26
Figura 7 Valores das bandeiras tarifárias... 28
Figura 8 Consumo de energia no ambiente de contratação livre entre os anos de 2011 e 2020... 29
Figura 9 Representação do ambiente de contratação livre...…... 29
Figura 10 Fluxograma das funções de custo futuro do preço de liquidação das diferenças...……... 34
Figura 11 Demonstrativo do preço de liquidação das diferenças em um dia típico... 34
Figura 12 Valores do preço de liquidação das diferenças entre os anos de 2017 e 2022...………... 35
Figura 13 Fluxograma do processo de adesão à câmara de comercialização de energia elétrica...………. 37
Figura 14 Processo de adequação do sistema de medição para faturamento.. 41
Figura 15 Break even point aplicado ao estudo de migração para o ambiente de contratação livre de energia... 42
Figura 16 Consumo ponta e fora de ponta (kWh)... 59
Figura 17 Demanda ponta e fora de ponta X demanda contratada... 59
Figura 18 Consumo total (kWh), demanda faturada (kW) e demanda contratada (kW)... 60
Figura 19 Análise comparativa mensal entre os ambientes de contratação de energia (R$)……… 64
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 Custo da energia no ambiente de contratação regulada de energia 46 Tabela 2 Tarifas de aplicação e base econômica para o grupo A da
concessionária local... 46 Tabela 3 Índices de PIS/PASEP e COFINS... 47 Tabela 4 Custo da energia mensal no ambiente de contratação regulada…... 49 Tabela 5 Projeção do custo mensal no ambiente de contratação livre... 53 Tabela 6 Comparação dos valores médios em cada cenário………...….. 55 Tabela 7 Fluxo de caixa da economia………..….. 56 Tabela 8 Taxa de Juros SELIC entre março de 2021 e fevereiro de 2022…... 57 Tabela 9 Análise do custo médio no ambiente de contratação regulada... 60 Tabela 10 Análise do custo médio no ambiente de contratação livre... 62 Tabela 11 Projeção dos preços de energia até 2027... 64 Tabela 12 Análise do custo médio nos ambientes de contratação de energia.. 65 Tabela 13 Fluxo de caixa descontado... 65 Tabela 14 Resultado do valor presente líquido... 65 Tabela 15 Resultado do cálculo do payback... 66
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ACL Ambiente de Contratação Livre
ACR Ambiente de Contratação Regulada ANATEL Agência Nacional de Telecomunicações ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ASME Administradora de Serviços do Mercado Atacadista
BEN Balanço Energético Nacional
CCEARs Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CMO Custo Marginal de Operações
CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CNPE Comitê Nacional de Política Energética EPE Empresa de Pesquisa Energética MAE Mercado Atacadista de Energia MCP Mercado de Curto Prazo
MME Ministério de Minas e Energia
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico PCHs Pequenas Centrais Hidroelétricas PLD Preço de Liquidação das Diferenças PND Programa de Nacional de Desestatização SCL Sistema de Contablização e Liquidação SIN Sistema Interligado Nacional
UTI Unidade de Terapia Intensiva TE Tarifa de Energia
TEO Tarifa de Energia de Otimização TMA Taxa Mínima de Atratividade
TUSD Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUST Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO... 14
2 PROBLEMA DE PESQUISA... 15
3 JUSTIFICATIVA... 16
4 OBJETIVOS... 17
4.1 OBJETIVO GERAL... 17
4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS... 17
5 REVISÃO DE LITERATURA E CONCEITUAÇÃO TÉORICA... 18
5.1 GOVERNANÇA DO NOVO MODELO DO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL... 18
5.1.1 Conselho Nacional de Política Energética…...….………. 19
5.1.2 Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico ...………... 19
5.1.3 Ministério de Minas e Energia ……...………... 19
5.1.4 Empresa de Pesquisa Energética ……….. 19
5.1.5 Operador Nacional do Sistema Elétrico....………. 20
5.1.6 Agência Nacional de Energia Elétrica ...……….. 20
5.1.7 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica………. 20
5.2 AMBIENTES DE CONTRATAÇÃO DE ENERGIA... 20
5.2.1 Ambiente de Contratação Regulada………... 21
5.2.1.1 Leilões de energia elétrica…..……….. 22
5.2.1.2 Tipos de consumidores no ACR………... 24
5.2.1.3 A Fatura de energia no ACR……….……... 25
5.2.2 Ambiente de Contratação Livre………... 28
5.2.2.1 Modalidades de energia no ACL………...……….. 29
5.2.2.1.1 Energia incentivada... 30
5.2.2.1.2 Energia convencional... 30
5.2.2.2 Classificação dos consumidores no ACL……... 30
5.2.2.3 Tipos de comercialização da energia no ACL... 31
5.2.2.3.1 Consumidor atacadista... 31
5.2.2.3.2 Consumidor varejista... 32
5.2.2.4 Mercado de Curto Prazo………... 32
5.2.2.5 O PLD...………... 33
5.2.2.5.1 Modelos matemáticos... 33
5.2.2.6 Requisitos para a migração………....………... 35
5.2.2.7 Faturamento da energia no ACL...………... 37
5.2.2.7.1 Fatura da distribuidora……….. 37
5.2.2.7.2 Fatura da CCEE……...……….. 38
5.2.2.7.3 Fatura de venda da energia………. 38
5.2.2.7.4 Fatura da gestora………... 38
5.2.2.7.5 Fatura dos encargos setoriais... 39
5.2.2.8 Adaptação do SMF...……… 39
5.2.2.9 Viabilidade financeira da migração... 42
5.2.2.9.1 O método break even point……….. 42
5.2.2.9.2 Indicador financeiro valor presente líquido... 43
5.2.2.9.3 Payback... 44
6 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS... 45
6.1 CUSTO DE ENERGIA NO AMBIENTE REGULADO……….. 45
6.1.1 Levantamento de dados de consumo e demanda no ambiente regulado... 45
6.1.2 Cálculo do custo de operação dos geradores... 48
6.2 VIABILIDADE TÉCNICA DA MIGRAÇÃO... 49
6.3 CUSTO DE ENERGIA NO ACL... 50
6.3.1 Cálculo da fatura do sistema de distribuição de energia………. 50
6.3.2 Cálculo da contribuição associativa da CCEE e dos encargos setoriais... 51
6.3.3 Cálculo da fatura de venda de energia... 51
6.3.3.1 Cálculo ponto de equilíbrio entre o ACR e o ACL... 52
6.3.3.2 Cálculo do custo no ACL de acordo com uma cotação real de mercado... 53
6.4 INVESTIMENTOS E RISCOS DECORRENTES DA MIGRAÇÃO….. 54
6.4.1 Vigência do contrato no ACR... 54
6.4.2 Adequação física do SMF... 54
6.4.3 Investimento em consultoria………... 55
6.5 COMPARATIVO DE CUSTOS NO ACR E NO ACL……… 55
7 RESULTADOS E DISCUSSÃO... 58
7.1 ANÁLISE ECONÔMICA DO CUSTO DE ENERGIA NO ACR……... 58
7.1.1 Análise dos dados de consumo e demanda no ACR………... 58
7.1.2 Análise da operação dos geradores... 60
7.2 ANÁLISE DA VIABILIDADE TÉCNICA DE MIGRAÇÃO ... 61
7.3 ANÁLISE DO CUSTO NO ACL……… 61
7.3.1 Análise da fatura da distribuidora……… 61
7.3.2 Análise da fatura da CCEE………... 62
7.3.3 Análise de compra de energia no ACL…..………. 62
7.4 ANÁLISE DE INVESTIMENTOS E RISCOS DE MIGRAÇÃO DO ACR PARA ACL……… 63
7.5 ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE O ACR E O ACL……… 64
8 CONSIDERAÇÕES FINAIS... 67
REFERÊNCIAS………... 69
APÊNDICE A……….. 75
ANEXO I……….. 99
1 INTRODUÇÃO
O valor da energia elétrica afeta inúmeros setores da sociedade, principlamente o industrial e o de serviços. Dentro do setor de serviços, pode-se destacar o setor da saúde como um dos maiores e mais críticos consumidores. Segundo Soares, Szklo, e Tolmasquim (2004), os hospitais brasileiros são caracterizados como um grupo heterogêno de consumidores, onde a complexidade se deve a diversas variáveis presentes como, por exemplo, o nível de especialidades disponíveis na unidade, a eficiência dos equipamentos utilizados, o número de leitos e etc. Os hospitais dependem de energia em muitos de seus processos, desde os equipamentos eletromédicos, até os sistemas de climatização, equipamentos de esterilização e etc.
O crescimento dos setores da economia, especialmente a área da saúde, demanda cada vez mais energia. Devido a este fato, a busca por alternativas para garantir a redução de custos, torna-se fundamental.
Uma das possíveis soluções para tratar da economia de energia elétrica, adotada por um número cada vez maior entre os consumidores do grupo A nos últimos anos, é a migração dos consumidores do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) para o ambiente Ambiente de Contratação Livre (ACL) de energia. Segundo a EPE (2021), o consumo de energia no ACL aumentou cerca de 50% entre os anos de 2011 e 2020.
Um dos principais motivos para o aumento do número de consumidores que migraram para o ACL é a liberdade de negociação dos contratos de compra e venda de energia, que podem garantir uma economia significativa no custo mensal da mesma, desde que o planejamento da quantidade de energia a ser adquirida seja realizado de forma assertiva.
Devido a possibilidade de verificação de economia com os custos de energia, o presente trabalho realizou um estudo de caso, com análise de viabilidade técnica e econômica, da migração de um hospital geral da rede privada da cidade de Campos dos Goytacazes, estado do Rio de Janeiro, para o ACL.
O hospital objeto do estudo de caso, denominado ao longo do mesmo como Hospital A, devido a uma questão de confidencialidade, possui 140 leitos e atende a pacientes oriundos da própria cidade e também de outras localidades da região Norte Fluminenese, como Macaé, Rio das Ostras, São João da Barra, São Francisco de Itabapoana e Carapebus. O hospital em questão apresenta duas unidades de terapia intensiva (UTI) para pacientes adultos, UTI neonatal, centro cirúrgico, maternidade, serviço de imagem, além de serviços de oncologia, radioterapia e medicina nuclear.
O Hospital A é um consumidor do grupo A, enquadrado na tarifa horosazonal verde e atendido em tensão de 13,8 kV. A unidade dispõe de dois geradores de 500 kVA que entram em operação no horário de ponta, compreendido entre 18 horas e 21 horas. Os geradores, além de atuarem no horário de ponta, alimentam cargas que não podem, em nehuma hipótese, ter seu fornecimento de energia interrompido, em caso de desabastecimento por parte da concessonária local: as UTIs adulto e neonatal e o setor de hemodinâmica. O diagrama unifilar geral da unidade pode ser encontrado no Anexo I.
A instituição contratou em 2017 um serviço de consultoria em gerenciamento de energia, com o objetivo de reduzir custos de energia elétrica. A consultoria fornecia orientações quanto à negociação dos contratos de fornecimento de energia da instituição no ACR. Com o início da pandemia do Covid-19, em março/2020, o contrato de consultoria foi encerrado e o hospital passou a considerar alternativas para diminuição do custo das faturas de energia.
Devido a possibilidade de diminuição dos custos da energia, foi levantada a hipótese de que uma possível migração para o ACL poderia trazer economia para o Hospital A em relação à permanência do mesmo no ACR.
3 JUSTIFICATIVA
Diante da possibilidade de redução dos custos com energia elétrica e considerando possuir os requisitos necessários para a migração para o ACL, que serão detalhados ao longo da revisão de literatura, será realizado um estudo para que possa ser verificada a viabilidade técnica e econômica de migração do Hospital A do ACR para o ACL.
A estrutura do presente trabalho será realizada em 8 capítulos, a partir da introdução, que irá iniciar o tema proposto e tratará da motivação para a realização do mesmo.
O segundo capítulo apresenta o problema da pesquisa e os principais aspectos que caracterizam o hospital que será objeto do estudo de caso.
No terceiro capítulo é apresentada a justificativa para a realização do estudo de caso, seguido pelo quarto capitulo que apresenta os objetivos.
No quinto capítulo é realizada a revisão da literatura com os principais aspectos dos ambientes de contratação de energia, o processo de migração e os pré-requisitos para realização do mesmo.
No sexto capítulo é apresentada a metodologia, que será utilizada para que sejam obtidas as análises necessárias ao alcance dos objetivos ilustrados no quarto capítulo.
No sétimo capítulo são apresentados os resultados decorrentes das análises e no oitavo e último capítulo são apresentadas as considerações finais.
Na presente seção, são apresentados o objetivo geral e os específicos necessários à elaboração do presente estudo de caso.
4.1 OBJETIVO GERAL
Analisar a viabilidade técnica e econômica da migração de um hospital privado, da cidade de Campos dos Goytacazes/RJ, do ACR para o ACL, de acordo com a legislação em vigor.
4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Para a consecução do objetivo geral, foram elencados os seguintes objetivos específicos:
a) analisar o faturamento de energia elétrica do Hospital A no período compreendido entre março de 2021 até fevereiro de 2022 no ACR;
b) avaliar a viabilidade técnica para a migração do ACR para o ACL;
c) avaliar os cenários para compra de energia no ACL;
d) quantificar os investimentos necessários para a migração do ACR para o ACL;
e) comparar os valores médios de compra de energia no ACR e no ACL.
5 REVISÃO DE LITERATURA E CONCEITUAÇÃO TEÓRICA
Na revisão de literatura, visando aprofundar o conhecimento necessário à resolução do problema de pesquisa proposto, foram elecandos alguns tópicos pertinenentes à compreensão dos ambientes de contratação de energia e ao processo de migração em si que são: a explanação do modelo da governança que gere o Sistema Interligado Nacional (SIN), as principais legislações que normatizam o ACR e o ACL, os principais aspectos que caracterizam os dois ambientes de contratação, e suas principais diferenças, e os requisitos do processo de migração do ACR para o ACL.
5.1 GOVERNANÇA DO NOVO MODELO DO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL O ano de 2004 é considerado um ano crucial para o setor elétrico brasileiro.
Após a crise no sistema elétrico, no início dos anos 2000, algumas mudanças foram realizadas. Segundo Correia, Costa, Melo e Silva (2006), a partir deste ano foi iniciado o novo modelo do setor elétrico, que era baseado no aumento da segurança no fornecimento de energia, baseado na universalização do acesso, em acordo com a eficiência econômica.
Apartir deste marco regulatório, segundo Chagas (2008), novas instituições foram criadas e outras sofreram alterações em suas atribuições. Os principais órgãos reguladores do novo modelo do sistema elétrico ficaram constituídos conforme a Figura 1 abaixo.
Figura 1 – Representação do novo setor elétrico brasileiro a partir de 2004
Fonte: Adaptado de Chaves (2017)
CNPE
CMSE EPE
ANEEL
CCEE MME
ONS
5.1.1 Conselho Nacional de Política Energética
O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) é um órgão que foi criado pela Lei Nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, com a função de assessorar a Presidência da República em relação à elaboração de políticas e diretrizes de energia. A partir do ano de 2004, teve reforçado o papel de formulador da política energética nacional e de definidor dos critérios básicos para gerenciamento do setor elétrico. (ANEEL, 2017).
5.1.2 Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) foi criado pela Lei nº 10.848/2004 com o objetivo de analisar a viabilidade e acompanhar a segurança no abastecimento de energia elétrica no Brasil. Entre as atribuições do CMSE estão:
realizar o acompanhamento da geração, transmissão e distribuição de energia, além de análises relacionadas à segurança energética. (MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, 2022).
5.1.3 Ministério de Minas e Energia
O Ministério de Minas e Energia (MME) é um orgão que tem a função de executar o planejamento de políticas públicas para realizar a gestão sustentável dos recursos energéticos e minerais. O órgão fornece diretrizes para o planejamento, elabora e realiza outorgas voltadas ao planejamento do setor de minas e energia, assim como regulamenta as políticas tarifárias. (PORTAL BRASILEIRO DE DADOS ABERTOS, 2022).
5.1.4 Empresa de Pesquisa Energética
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) foi criada pela Lei Nº. 10.847/2004.
O órgão passou a ser responsável por realizar pesquisas na área de energia, realizando estudos de projeções da matriz enegética brasileira, elaborando balanços enegéticos anuais, além de outras atribuições. A EPE realiza os estudos que norteiam as ações do MME. (BRASIL, 2004a).
5.1.5 Operador Nacional do Sistema Elétrico
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é um orgão instituído como uma pessoa jurídica de direito privado, cuja função principal é exercer o monitoramento e operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), além de ser responsável por planejar a operação dos sistemas isolados do Brasil. Entre suas principais ações estão: realizar a otimização do sistema elétrico, de forma a garantir sua expansão ao menor custo para o sistema, de acordo com os padrões esatebelecidos pela ANEEL. (ONS, 2021).
5.1.6 Agência Nacional de Energia Elétrica
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) é uma autarquia vinculada ao MME, responsável por realizar a regulação da geração, transmissão e distribuição de energia e por fiscalizar as permissões e concessões da mesma. O órgão tem poder para resolver, na esfera administrativa, questões de divergência entre conusmidores e agentes e entre os próprios agentes entre si. Além disso, estabelece tarifas e realiza estudos de aproveitameto de potencial hidráulico.
(ANEEL, 2021a).
5.1.7 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
Segundo o Decreto nº 5.177, de 12 de agosto de 2004, a Câmera de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) é a instituição responsável pela comercialização da energia. Entre as suas atribuições estão: regular os contratos de compra de energia tanto no ambiente de contratação regulada quanto no livre, realizar leilões de compra de energia, desde que solicitado pela ANEEL, registrar e contabilizar os montantes de energia, de maneira a realizar a liquidação financeira, decorrente da compra e venda de energia. Além disso, a CCEE realiza a apuração do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). (BRASIL, 2004b).
5.2 AMBIENTES DE CONTRATAÇÃO DE ENERGIA
A contratação da energia no Brasil é caraterizada pela existência de dois
ambientes: o ACR e o ACL, segundo regulamentação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004. Cada ambiente apresenta suas particularidades, mas ambos realizam a cobrança: da energia que de fato é entregue ao consumidor, da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST), da demanda contratada, em casos de clientes atendidos em média e/ou alta tensão, e dos impostos. A principal diferenca do ACL para o ACR é a liberdade de escolha do consumidor, inserido no primeiro ambiente de contratação de energia, de adquirir energia de diferentes fornecedores. (BRASIL, 2004c).
De acordo com a Figura 2 abaixo, é possível observar as principais diferenças entre os dois ambientes de contratação de energia:
Figura 2: Diferenças entre os ambientes de contratação de energia
Fonte: Tecnogera (2020)
5.2.1 Ambiente de Contratação Regulada
O ACR, ou mercado cativo, é o ambiente de contratação em que os consumidores cativos adquirem energia das distribuidoras de energia, que realizam a compra da mesma em leilões regulamentados pela ANEEL. Neste ambiente são celebrados os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs), que são realizados mediante processos de licitação. Neste ambiente,
conforme normatização do MME, os riscos hidrológicos, que possam afetar a geração de energia, são assumidos pelas geradoras, e podem ser repassados aos consumidores finais. (BRASIL, 2004c).
Em resumo, no ACR, os consumidores não possuem liberdade para aquirir energia de outros fornecedores. De acordo com a Figura 3 abaixo, é representado o caminho da energia, desde a geração, até chegar ao consumidor.
Figura 3: Representação do ambiente de contratação regulada
Fonte: ENERGÊS (2021a)
De acordo com a CCEE (2022a), no ACR, a venda da energia é realizada por meio de leilões, que atendem às distribuidoras, e a formalização ocorre em dois tipos de CCEAR:
a) por quantidade: nesta modalidade os riscos que possam interferir na geração da energia são assumidos pelas geradoras, inclusive os ricos financeiros decorrentes da diferença de preços entre os submercados de entrega e de consumo;
b) por disponibilidade: nesta modalidade os riscos que possam interferir na geração da energia são assumidos pelas distribuidoras e são repassados aos consumidores por meio de tarifas.
5.2.1.1 Leilões de energia elétrica
Segundo a CCEE (2022b), os leilões são ferramentas utilizadas para aumentar a eficiência na contratação da energia, de forma a garantir o fornecimento
de energia ao menor custo possível. O processo de venda de energia, por meio de leilões, leva em consideração os menores preços da mesma para definir os vencedores. Os diferentes tipos de leilões podem ser visto na Figura 4 abaixo:
Figura 4: Tipos de leilões de energia elétrica
Fonte: CCEE (2022b)
a) leilão de reserva de capacidade: este tipo de leilão existe com a finalidade de garantir a continuidade do fornecimento de energia elétrica;
b) leilão de energia nova: tem o objetivo de aumentar a disponibiliadade de energia para as distribuidoras, utilizando novos empreendimentos de geração;
c) leilão de energia existente: esta modalidade realiza a venda de energia proveniente de empreenidmentos já existentes, para atender às distribuidoras;
d) leilão de energia de reserva: esta modalidade realiza a venda de energia proveniente de empreendimentos novos ou já existentes, com o objetivo de fornecer energia de maneira a aumentar a confiabilidade do SIN;
e) leilão estruturante: este tipo de leilão é caracterizado pela participação de empreendimentos que tem preferência no processo de licitação e implantação devido a sua importância estratégica;
f) leilão de ajuste: tem por objetivo realizar a venda de energia complementar à carga de energia das concessionárias, com limite de até 5% dessa carga;
g) leilão de fontes alternativas: têm por objetivo de inserir as fontes alternativas como uma das ferramentas para suprimento do Mercado consumidor das concessionárias;
h) leilão do sistema isolado: esta modalidade atende ao mercado consumidor de sistemas isolados.
5.2.1.2 Tipos de consumidores no ACR
Segundo a Resolução Nº 1.000, de 07 de dezembro de 2021, fica estabelecido que os consumidores são classificados de acordo com a tensão de fornecimento e o tipo da unidade consumidora, em grupos A e B. O grupo A é formado pelas unidades atendidas em tensão superior a 2,3 kV, ou unidades atendidas em de redes de distribuição subterrâneas, com tensão inferior a 2,3 kV. O grupo A divide-se nos subgrupos:
a) A1: consumidores atendidos com tensão maior ou igual a 230 kV;
b) A2: consumidores com tensão igual ou superior a 88 kV e menor ou igual a 138 kV;
c) A3: consumidores atendidos com tensão igual a 69 kV;
d) A3a: consumidores atendidos com tensão maior ou igual a 30 kV e menor e) A4: consumidores atendidos com tensão maior ou igual a 2,3 kV e menor
ou igual a 25 kV;
f) AS: consumidores atendidos com tensão menor que 2,3 kV, cuja conexão ocorra a partir de sistema subterrâneo de distribuição.
Já os consumidores do grupo B, segundo a mesma resolução, são atendidos em tensão inferior a 2,3 KV e dividem-se nos subgrupos:
a) B1: residenciais:
b) B2: rurais;
c) B3: demais tipos;
d) B4: Iluminação pública.
5.2.1.3 A Fatura de energia no ACR
Segundo ANEEL (2021a), a fatura de energia é o documento pelo qual é realizada a cobrança da energia ao consumidor. A fatura descreve os serviços, a quantidade, as tarifas e o período de faturamento. Os consumidores do grupo A realizam o pagamento da energia que de fato é consumida e da demanda contratada, que é a potência ativa que deve ser fornecida pela distribuidora de forma contínua de acordo com valores e períodos estabelecidos em contrato. Os consumidores do Grupo A são enquadrados nas modalidades, de acordo com as tensões de conexão:
a) consumidores atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV: horária azul;
b) consumidores atendidos em tensão inferior a 69 kV: horária azul ou verde;
c) para consumidores do grupo A que tenham faturamento no grupo B, a modalidade pode ser convencional ou branca, conforme disposto no artigo 219 da Resolução Nº 1.000/2021;
d) os clientes enquadrados na subclasse cooperativa de eletrificação rural podem optar pela tarifa azul ou verde.
Além das diferenças na modalidade tarifária, segundo também a ANEEL (2021a), os clientes do grupo A apresentam em seu faturamento os postos tarifários, que são diferenças no valor cobrado pelo consumo de energia e pela demanda, de acordo com o período do dia, e que se classificam em ponta, intermediário e fora de ponta, a saber:
a) posto tarifário ponta: caraterizado como período de 3 horas consecutivas do dia, exceto finais de semana e feriados nacionais;
b) posto tarifário intermediário: aplicado somente aos consumidores do grupo B, dado pelo período de uma hora imediatamente antes e uma hora imediatamente depois do horário de ponta;
c) posto tarifário fora de ponta: período compreendido pelas horas que não se caracterizam como horário de ponta e intermediário, no caso dos consumidores do grupo B.
As principais diferenças do faturamento de energia entre os grupos A e B podem ser vistos na Figura 5 abaixo:
Figura 5: Diferenças entre o faturamento de energia nos grupos A e B
GRUPO A
Consumidores atendidos em media e alta tensão
GRUPO B
Consumidores atendidos em baixa tensão
Horária azul Convecional
- Consumo ponta (kWh)
- Consumo fora de ponta (kWh) - Demanda ponta (kW)
- Demanda fora de ponta (kW)
- Consumo de energia elétrica (kWh)
Horária verde Horária branca - Consumo ponta (kWh)
- Consumo fora de ponta (kWh) - Demanda única (kW)
- Consumo ponta (kWh)
- Consumo intermediário (kWh) - Consumo fora ponta (kWh)
Fonte: Adaptado de ENEGÊS (2020)
Segundo ABRACEEL (2020), os custos da fatura de energia dividem-se em:
a) parcela A: compreende os custos relativos à compra da energia, a transmissão da mesma e aos encargos setoriais;
b) parcela B, que refere-se aos custos de distribuição da energia e a parcela dos impostos.
A divisão dos custos da energia, em porcentagem, é dado conforme detalhado da Figura 6 abaixo:
Figura 6: Composição tarifária média da energia elétrica
Fonte: Ecom Energia (2022)
Segundo a ANEEL (2022) os encargos setoriais incluídos na parcela A são:
a) PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas): encargo criado com o objetivo de incentivar a participação de produtores independentes de energia que utlizam Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCHs), biomassa ou energia eólica;
b) Conta de Desenvolvimento Energético (CDE): encargo criado com o objetivo de incentivar a competitividade das geradoras de energia de PCHs e fontes alternativas como a eólica, solar, biomassa e etc;
c) Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos (CFURH):
encargo criado pela Lei n.º 7.990/1989 com uma forma de ressarcir os estados, o Distrito Federal e os muncípios pela exploração dos recursos hídricos. Este encargo é calculado de acordo com a geração efetiva das usinas hidroelétricas;
d) Encargo de compensação ao Operador Nacional do Sistema (ONS):
encargo que engloba uma contribuição associativa à ONS, para custeio de atividades relacionadas à geração e transmissão de energia;
e) Encargo de Serviços do Sistema (ESS): encargo que engloba os custos dos agentes geradores para manutenção da confiabilidade do sistema e são contabilizados de acordo com o consumo de cada agente. Estes custos não estão incluídos no PLD;
f) Encargo de Energia de Reserva (EER): encargo criado com a finalidade de fornecer energia de reserva para, desta forma, garantir a segurança no fornecimento. A energia de reserva é gerada por usinas contratadas especificamente para esta função;
g) Taxa de Fiscalização dos Serviços de Engenharia Elétrica (TFSS): encargo criado com o objetivo de suportar as despesas administrativas e operacionais da ANEEL;
h) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D): encargo criado para incentivar a pesquisa e ao desenvolvimento tecnológico;
i) Programa de Eficiência Energética (PEE): encargo criado para custear o incentivo aos programas de eficiência energética.
Segundo a ABRACEEL(2020), os custos da parcela B são referentes ao investimento das distribuidoras para manter a infraestrutura, a operação e a manutenção do sistema de distribuição e de transmissão.
Os tributos inseridos na fatura de energia são o ICMS (Imposto sobre a
Circulação de Mercadorias e Serviços), PIS (Programa de Integração Social), COFINS (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social) e a contribuição de iluminação pública. (ENEL, 2021)
Além destes valores, na fatura de energia, também são informadas as bandeiras tarifárias, que têm por finalidade ilustrar ao consumidor a respeito dos custos reais da geração de energia. As bandeiras tarifárias são caracterizadas por diferentes cores que indicam diferentes acréscimos no valor do quillowatt-hora (kWh) consumido. (ENEL, 2022). Na Figura 7 abaixo, é possível ver as bandeiras tarifárias e respectivos valores.
Figura 7: Valores das bandeiras tarifárias
Fonte: ENEL (2022)
5.2.2 Ambiente de Contratação Livre
O ambiente de contratação livre se popularizou nos últimos anos, no entanto, as primeiras diretrizes que originaram o ambiente foram criadas na década de 90 e posteriormente no início dos anos 2000. De acordo com as leis Nº 10.847, Nº 10.848 e do Decreto Nº 5.163 de 30 de julho de 2004, foi estabelecido o Ambiente de Contratação Livre e a figura do consumidor livre e do consumidor especial.
Segundo a EPE (2021), por intermédio do anuário interativo publicado, o consumo de energia no mercado livre aumentou cerca de 50% do ano de 2011 até o ano de 2020, quando fechou o consumo de cerca de 168.451 GW, como pode ser
visto na Figura 8 abaixo.
Figura 8 – Consumo de energia no ambiente de contratação livre entre os anos de 2011 e 2020
Fonte: EPE (2021).
A principal razão para o aumento do volume de energia contratada no ACL, é a liberdade que os consumidores possuem para adquirir energia. Segundo Magalhães (2009), a autonomia se dá devido à possiblidade de negociação de prazos, quantidade de energia contratada, penalidades e garantias. Na Figura 9 abaio, é possível verificar o fluxo de comercialização da energia no ACR:
Figura 9: Representação do ambiente de contratação livre
Fonte: ENERGÊS (2021)
5.2.2.1 Modalidades de energia no ACL
No ambiente livre a energia pode ser contratada de duas formas principais: a convencional e a incentivada. Dentro dessa divisão existem ainda outras:
convencional, convencional especial, incentivada e incentivada especial (CCEE, 2012).
5.2.2.1.1 Energia incentivada
A energia incentivada, segundo a CCEE (2012), é a energia que utiliza recursos oriundos de fontes solar, eólica, biomassa e PCHs. A energia incentivada pode ser adquirida por consumidor livre e consumidor especial. A Resolução Normativa Nº 77/2004 esatabeleceu abatimentos entre 50% e 100% na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e na Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST).
A energia incentivada pode ser classificada em:
a) energia incentivada: produzida através de fontes alternativas (PCHs, eólica, biomassa, solar, etc.), cujo custo de produção tende a ser mais elevado, motivo pelo qual é concedido um desconto de 50% ou 100% no valor da TUSD ou TUST, a fim de viabilizar a competição com as demais fontes;
b) energia incentivada especial: energia oriunda de (i) empreendimento hidroeletrico com potência igual ou inferior a 1.000 (mil) kW, (ii) empreendimento hidroelétrico com potência superior a 1.000 (mil) kW e igual ou inferior a 30.000 (trinta mil) kW, destinado a produção independente ou autoprodução, mantidas as caracteristicas de PCH, ou (iii) empreendimento com base em fontes solar, eólica, ou biomassa, cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a 30.000 (trinta mil) kW. (CCEE, 2012, p.8).
5.2.2.1.2 Energia convencional
A energia convencional seria toda energia que não se enquadra como energia incentivada e que só pode ser adquirida por consumidores livres. Diferentemente da Energia Incentivada, a convenional não recebe desconto nem na TUSD nem na TUST.
Segundo a CCEE (op. cit.) a energia convencional pode ser classificada em:
a) energia convencional especial – Energia oriunda de empreendimento hidroelétrico com potência superior a 1.000 (mil) kW e igual ou inferior a 50.000 (cinqüenta mil) kW, sem características de PCH, ou empreendimento de fonte solar, eólica ou biomassa cuja potência injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja superior a 30.000 (trinta mil) kW e igual ou inferior a 50.000 (cinqüenta mil) kW;
b) energia convencional – Energia oriunda de empreendimentos não enquadrados como de Energia Incentivada Especial, Energia Convencional Especial e Energia Incentivada de Cogeração Qualificada;
5.2.2.2 Classificação dos consumidores no ACL
Segundo ABRACEEL (2020), os consumidores no ACL são classificados em especiais e livres. Os consumidores especiais devem apresentar uma demanda
contratada acima de 500 kW. Já os consumidores livres, a partir de janeiro de 2022, podem realizar a migração desde que possuam uma demanda acima de 1,0 MW. Os consumidores livres podem contratar energia oriunda de qualquer fonte de geração, enquanto que os consumidores especiais adquirem energia somente de fontes incentivadas.
Segundo CCEE (2019), O cálculo do desconto para os consumidores especiais é dado conforme redação abaixo:
Para os consumidores especiais, o desconto mensal a ser efetivamente aplicado à TUST/TUSD das unidades consumidoras modeladas será o valor resultante do equacionamento matricial, e corresponderá à média global dos descontos repassados por seus contratos de compra de energia incentivada especial efetuados no mês de contabilização e dos saldos de energia incentivada utilizados, ponderada pelo máximo valor entre os montantes mensais de energia associados a seus contratos de compra de energia incentivada especial, e o consumo mensal verificado somado à eventual venda cessão de energia. (CCEE, 2019, p.11).
Segundo Brasil (2019), existe um cronograma de diminuição do requisito mínimo de demanda para a migração, que informa que a partir de janeiro de 2023, os consumidores com demanda acima de 500 kW poderão realizar a compra de energia de qualquer permissionário, concessionário ou autorizado de energia elétrica do SIN. Além disso, está previsto para o ano de 2022 um estudo a respeito da possibilidade de abertura do ACL para clientes com demanda inferior a 500 kW.
5.2.2.3 Tipos de comercialização da energia no ACL
De acordo com ABRACEEL (2020), no ACL os contratos são bilaterais e contém basicamente a quantidade de energia a ser adquirida, o prazo de fornecimento e as condições do mesmo. Estes, tanto no ACR quanto no ACL, devem ser registrados na CCEE.
Os consumidores do ambiente livre podem se registrar na CCEE de forma di- reta, tornando-se agentes da CCEE, ou podem ser representados pelos comercializadores varejistas.
5.2.2.3.1 Consumidor atacadista
Segundo a Resolução Normativa Nº 678, de 1º de setembro de 2015, nesta conjuntura, a empresa se associa diretamente à CCEE, tornando-se desta forma um
agente da CCEE. Para que uma empresa consiga se associar à diretamente, são exigidos alguns pré-requisitos, como por exemplo:
a) apresentar o valor mínimo de R$ 1.000.000,00 (um milhão de reais) de capital social;
b) apresentar infomações a respeito dos percentuais de participação dos sócios na empresa;
c) possuir nome empresarial diferente dos demais agentes da CCEE;
d) comprovar aptidão para comercialização de energia, onde é necessário;
e) apresentar a qualificação da equipe técnica responsável;
f) comprovar regularidade jurídica, fiscal e econômica.
5.2.2.3.2 Consumidor varejista
O consumidor varejista, por sua vez, é representado pelo comercializador varejista, que é responsável por cumprir todas as suas obrigações financeiras com a CCEE. O comercializador varejista realiza a medição, contabilização e liquidação financeira da energia, além de definir as estratégias para compra da mesma em médio e longo prazo. (ABRACEEL, 2021).
A vantagem desta modalidade de representação, é que o consumidor pode escolher a empresa que irá cumprir com suas responsabilidades e, desta forma, não precisará cumprir os pré-requisitos para entrada no mercado como consumidor atacadista.
5.2.2.4 Mercado de Curto Prazo
O Mercado de Curto Prazo (MCP) é responsável por realizar a liquidação das diferenças entre a energia que foi contratada e a que de fato foi gerada e consumida.
A CCEE opera o MCP, e utiliza medições e cálculos que contabilizam as diferenças para todos os agentes associados. O resultado dessa contabilização gera o PLD.
Nas operações realizadas não é indicado o vendedor e o comprador exato. Por exemplo, os agentes que apresentam excesso de energia, atuam como credores, e disponibilizam a energia ao MCP, e como resultado, irão receber em forma de crédito, que é proveniente dos devedores do mercado, e não necessariamente de um único devedor. De maneira equivalente, um agente devedor não efetua o
pagamento necessariamente a um único credor, ele realiza o pagamento a todos os credores (ABRACEEL, 2020).
5.2.2.5 O PLD
Segundo a CCEE (2022c), o PLD é o preço da energia utilizado para contabilizar e liquidar no MCP as diferenças entre a energia que foi contratada e a que de fato foi gerada e consumida em cada submercado. O PLD leva em consideração os preços dos combustíveis, as condições hidrológicas, a expectativa de geração, o custo da entrada de novos empreendimentos geradores, etc. O PLD é calculado para os 4 submercados do SIN: norte, nordeste, sul e sudeste/centro oeste de forma horária.
O cálculo do PLD é realizado por meio de modelos computacionais, que geram como resultado o Custo Marginal de Operações (CMO), que seria o custo necessário para gerar o próximo MWh que o sistema necessita, sendo estabelecido para cada submercado, a cada hora e cada período de comercialização. Portanto, o CMO é o custo que fornece diretrizes à ONS para que realize a coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia no SIN. Os modelos computacionais utilizados para definição dos preços são o NEWAVE, o DECOMP e o DESSEM. (CCEE, 2022c).
5.2.2.5.1 Modelos matemáticos
Segundo a CCEE (op. cit.), os modelos computacionais utilizados para definição dos preços são:
a) modelo NEWAVE: determina o quantitativo de energia que precisa ser gerada de fontes hidráulicas e térmicas a médio prazo, em um período de até 5 anos;
b) modelo DECOMP: assim como o modelo NEWAVE, determina os despachos de geração das usinas hidroelétricas e termelétricas, só que com a diferença que as previsões são realizadas a curto prazo (até 2 meses);
c) modelo DESSEM: assim como o modelo NEWAVE e o modelo DECOMP,
o modelo DESSEM utiliza cálculos de planejamento de operações e determina os despachos de geração das usinas hidroelétricas e termelétrica, só que o cálculo é realizado diariamente.
A Figura 10 abaixo apresenta o fluxograma dos modelos matemáticos utilizados para determinação do PLD:
Figura 10: Fluxograma das funções de custo futuro do preço de liquidação das diferenças
Fonte: (CCEE, 2022c)
Além disso, segundo também a CCEE (2022c), além dos cálculos baseados nos modelos matemáticos, são considerados limites mínimo e máximo para os valores de PLD. O valor mínimo do PLD é calculado levando em consideração a Tarifa de Energia de Otimização da UHE Itaipu (TEOItaipu), a Tarifa de Energia de Otimização (TEO) das outras usinas hidroelétricas do SIN.
A partir do ano de 2021, o PLD passou a ser considerado de forma horária, conforme a Figura 11 abaixo:
Figura 11: Demonstrativo do preço de liquidação das diferenças em um dia típico
Fonte: CCEE (2022d)
Para o ano de 2022, foi definido um PLD mínimo de R$ 55,70, o estrutural igual a R$ 646,58 e o PLD máximo igual a R$ 1.326,50. Na figura abaixo é possível ver os valores do PLD nos últimos anos:
Figura 12: Valores do preço de liquidação das liferenças entre os anos de 2017 e 2022
Fonte: CCEE (2022c)
O PLD pode ser considerado um dos maiores riscos para o cliente que migra do ACR para o ACL. Caso a quantidade de energia adquirida não seja suficiente para atender ao seu consumo, o cliente se expõe aos preços do MCP para suprir sua necessidade. Por outro lado, se a energia adquirida for menor do que a que de fato foi utilizada, o agente pode vender também no MCP. A venda pode acontecer a um preço maior ou menor do que o preço inicial da compra de energia. Devido a este fato, é necessário que seja feito um dimensionamento assertivo de compra da energia a ser adquirida, pois os contratos de compra de energia, em geral, têm vigência entre 2 e 5 anos. Além disso, o preço do PLD influencia diretamente nos contratos de compra e venda de energia de médio e longo prazo.
5.2.2.6 Requisitos para a migração
O processo de migração de um consumidor do ACR para o ACL requer alguns pré-requisitos e envolve: vendedores, compradores, a concessionária que fornece energia no ACR, a CCEE e os prestadores de serviços técnicos (ABRACEEL, 2021).
Antes de iniciar o processo de migração, devem ser analisados os requisitos de tensão de fornecimentos e demanda mínimos requeridos. De acordo com a Portaria Nº 465, de 12 de dezembro de 2019, ficou estabelecido que, a patir de 01 de janeiro de 2022, os consumidores com carga igual ou superior a 1.000 kW, atendidos em qualquer tensão, podem optar pela compra de energia elétrica a qualquer
concessionário, permissionário ou autorizado para fornecer energia elétrica do SIN.
Ficaram estabalecidas também as reduções dos valores mínimos para a classificação do consumidor livre para os anos seguintes, segundo Brasil (2019):
a) a partir de janeiro de 2023 haverá a redução da demanda minima para 500 kW para a migração do consumidor como cliente livre;
b) a CCEE irá apresentar estudos para alterações regulatórias, até 31 de janeiro de 2022, para permitir a abertura do ACL para os consumidores com carga inferior a 500 kW.
Segundo a ABRACEEL (2020), após a análise dos parâmetros de demanda e tensão de fornecimento devem ser analisados:
a) o contrato vigente de energia regulada celebrado com a distribuidora.
Usualmente, os contratos de comercialização regulada têm a vigência mínima de 12 meses, logo o mesmo deve ser rescindido para a migração para o ACL, com antecedência mínima de 6 meses, para que sejam evitadas as multas em decorrência da rescisão antecipada;
b) os possíveis cenários de gastos no ACL em comparação com o ACR, para que desta forma o consumidor consiga verificar se é viável realizar a migração ou não;
c) infraestrutura básica necessária para a adequação do Sistema de Medição para Faturamento (SMF), que conta com medidor principal, medidor de retaguarda, se aplicável, além de Transformadores de Corrente (TCs) e Transformadores de Potencial (TPs). O sistema de medição deve ser capaz de conectar o consumidor aos agentes do ACL e à CCEE. Além disso, devem exisitir canais de comunicação entre os agentes e a CCEE e sistemas de coleta de dados de medição para faturamento. Os medidores são interligados ao Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE) para que a inspeção seja realizada de forma confiável.
Em resumo, o processo de adesão à CCEE pode ser resumido conforme o fluxograma dado na Figura 13 abaixo:
Figura 13: Fluxograma do processo de adesão à câmara de comercialização de energia elétrica
Fonte: CCEE (2022e)
5.2.2.7 Faturamento da energia no ACL
Diferentemente do ACR, em que o conumidor realiza o pagamento da energia em uma única fatura, no ACL, o consumidor tem as suas obrigações financeiras em até cinco faturas desmembradas: a fatura da energia livre adquirida, a fatura da contribuição associativa da CCEE, a fatura dos encargos sociais, a fatura da distribuidora que atende ao consumidor e a fatura da gestora de energia, caso o consumidor opte por este tipo de serviço.(SOARES, 2018).
5.2.2.7.1 Fatura da distribuidora
É a fatura que é paga à distribuidora de energia que mantém o sistema para que a energia consiga chegar até ao consumidor. A fatura engloba os custos com a transmissão e distribuição de energia. Caso o cliente adquira energia de fontes incentivadas, o mesmo tem direito a descontos entre 50%, e 100% na TUSD/TUST.
Se o cliente, no ACR, for enquadrado na tarifa horosazonal verde, o desconto é
aplicado na tarifa TUSD relativa à demanda e à TUSD relativa ao consumo na ponta.
Caso o cliente seja enquadrado na tarifa horosazonal azul, são concedidos os descontos nas tarifas de TUSD/TUST para a demanda na ponta e fora da ponta.
(MERCADO LIVRE DE ENERGIA ELÉTRICA, 2022).
5.2.2.7.2 Fatura da CCEE
A fatura da CCEE realiza a cobrança referente à contribuição associativa do consumidor junto à CCEE e dos encargos setoriais, que seriam os encargos que incidem sobre distribuidoras e que são cobrados tanto dos clientes no ACR quanto no ACL.
Segundo a CCEE (2020), os agentes cadastrados na mesma têm direito a votação nas Assembleias e realizam aprovações orçamentárias, além da eleição dos membros do conselho fiscal. Cada agente tem direito a um número de votos. A CCEE distribui um total de 100.000 votos. Destes 100.000, um total de 5.000 é distribuído para todos os agentes de forma igualitária, e os outros 95.000 são rateados de acordo com a proporção de energia comercializada entre os mesmos.
Cada membro tem que fazer o pagamento de um valor que representa a contribuição associativa à CCEE, e cuja divulgação ocorre até o quinto dia útil do mês. Após a divulgação, o agente pode emitir o boleto para pagamento. Em resumo, a contibuição associativa da CCEE engloba os encargos necessários à manutenção da CCEE, e é composta pelos encargos ESS e EER.
5.2.2.7.3 Fatura de venda de energia
A fatura referente à venda de energia é paga pelo consumidor diretamente à aos fornecedores, que podem ser geradoras ou comercialziadoras varejistas. A fatura é proporcional ao consumo total nos períodos de ponta e fora, multiplicados pelo preço da energia. (SOARES, 2018).
5.2.2.7.4 Fatura da gestora
A fatura da gestora refere-se ao pagamento a uma empresa prestadora de serviços em consultoria no ACL, que realizam estudos de viabilidade, gerencia os
contratos de energia e realiza a liquidação da energia no MCP. A contratação da gestora não é obrigatória. (CHAVES, 2017).
5.2.2.7.5 Fatura dos encargos setoriais
No ACL, o consumidor realiza o pagamento dos encargos setoriais de forma separada e diretamente à CCEE. Os encargos setoriais que são cobrados são o ESS e o EER. Os encargos são utilizados para viabilizar a implementação de políticas públicas no setor elétrico (SOARES, 2018). A descrição detalhada dos referidos encargos foi realizada na seção 5.2.1.3.
5.2.2.8 Adaptação do SMF
O processo de migração necessita de uma adaptação no processo de faturamento da energia, e, por isso, o consumidor deve assinar um termo de pactuação de implantação ou adequação do Sistema de Medição para Faturamento (SMF). O SMF da unidade deve estar de acordo com as normas técnicas preconizada nos Procedimentos de rede módulo 2.14 da ANEEL1 e do módulo 5 do PRODIST2 da ANEEL. (ANEEL, 2021).
De acordo com a ONS (2015), os dados relativos à medição do consumidor são coletados por intermédio do Sistema de Coleta de Dados de Energia (SCDE), sistema que realiza a coleta e tratamento dos dados dos agentes da CCEE.
Conforme descrito na Resolução Normativa da ANEEL Nº 759, de 7 de fevereiro de 2021, o SMF é composto pelo medidor principal, todos os equipamentos necessários à medição, que incluem também os transformadores de potência (TPs) e os transformadores de corrente (TCs), o medidor de retaguarda, se aplicável, canais de comunicação e sistema de aquisição de dados. Segundo a referida resolução, são caracterizadas como:
a) responsabilidades do cliente: fornecimento de informações acerca dos itens
1 São os requisitos mínimos propostos pelo ONS para a adequação do SMF. Disponível em:
<http://www.ons.org.br/paginas/sobre-o-ons/procedimentos-de-rede/vigentes>.Acesso em 21 de
março de 2022.
2 Anexo da resolução nº 956/2021 que preconiza sobre o SMF e procedimentos e leitura. Disponível em: <https://www2.aneel.gov.br/cedoc/aren2021956_2_4.pdf>. Acesso em 21 de março de 2022.
necessários à elaboração do SMF, ressarcimento do valor do medidor de retaguarda, quando utilizado, realização de qualquer obra necessária à adequação da conexão da unidade ao SMF e operação e manutenção do sistema de comunicação de dados;
b) responsabilidades da distribuidora: elaboração de projeto do SMF, operação e manutenção, solicitação do parecer técnico junto à CCEE, realização de vistoria de SMF, emissão de relatório analítico, aquisição de TPs e TCs, chaves de aferição, medidores e sistemas de comunicação e testes dos mesmos, comissionamento do SMF; emissão de relatório de comissionamento do SMF, conforme padrão de documentos ONS/CCEE, cadastramento do(s) ponto(s) de medição no SCDE/CCEE;
Segundo a ENEL (2017), a adequação do sistema de medição ocorre de acordo com os passos abaixo:
a) o cliente deve assinar o Termo de Pactuação de Implantação ou adequação do SMF;
b) o consumidor tem um prazo de 60 dias, após o recebimento da carta de denúnica pela distribuidora, para apresentar: o diagrama unifilar da unidade consumidora, o termo de comunhão de fato ou de direito, se aplicável, e também o Contrato do Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) na modalidade livre;
c) uma vez recebida toda a documentação, a concessionária tem um prazo de até 10 dias úteis para realizar uma vistoria nas instalações da unidade para verificar a necessidade de adequações nas estruturas para a implantação do SMF;
d) a concessionária emite, em até 20 dias úteis, um relatório de vistoria onde irá apontar as necessidades de alterações nas instalações;
e) a distribuidora realiza a solicitação do parecer de localização à CCEE do ponto de medição, até 7 dias úteis após o envio do relatório da vistoria ao consumidor;
f) a distribuidora terá o aval para elaborar o projeto da SMF;
g) o SMF é implantado e a distribuidora realiza o comissionamento do mesmo e fará a emissão de um relatório que será submetido à CCEE;
h) após o comissionamento, a distribuidora solicita o cadastro do ponto de
medição no sistema da CCEE;
i) após o cadastro no SCDE, a CCEE fará a validação dos ativos;
j) é finalizada a migração.
Em resumo, as etapas de adequação do SMF e finalização da migração seguem os passos do fluxograma da Figura 14 abaixo:
Figura 14: Processo de adequação do sistema de medição para faturamento
CONSUMIDOR ENEL CCEE
Fonte: Adaptado de ENEL (2020)
Análise documental Visita técnica Relatório de visita
técnica Solicitação do parecer do ponto de
medição
Projeto do SMF Obras de adequação do SMF
Comissionamento do SMF Solicitação do cadastro do ponto
de medição Finalização da ordem no sistema
comercial
Emissão do parecer de localização doponto de medição Tratativas
comerciais
Cadastro do ponto de medição
Validação dos ativos
5.2.2.9 Viabilidade financeira da migração
O processo de migração de um consumidor do ACR para o ACL envolve, além do preenchimento dos pré-requistos básicos, um estudo de viabilidade econômica, antes que a mesma seja efetivada, para que seja verificado se a mudança do ambiente de contratação é vantajosa. Um dos métodos utilizados pelas empresas de consultoria de energia, ao formalizar as propostas de migração para os possíveis clientes, é o método break-even point.
5.2.2.9.1 O método break even point
O conceito do break even point, pode ser compreendido, como o ponto em que duas variáveis analisadas se igualam, de forma que não haja diferença entre elas (BLANK, TARKIN, 2008, apud, RICKZALLA, 2018).
No estudo da análise de viabiliade econômica da migração de consumidores para o ACL, a análise do cálculo do método break even point é realizada para calcular o valor da energia no ACL que igualaria os custos com o ACR. Desta forma, é possível visualizar que um valor de energia abaixo do ponto de equlíbrio representa economia na migração (OLIVEIRA, 2019).
Figura 15: Break even point aplicado ao estudo de migração para o ambiente de contratação livre de energia
Fonte: NRB CONSULTORIA (2022)
Para realizar a análise do ponto de equilíbrio, de acordo com Costa e Viana
