Aprovado edital da chamada pública referente ao leilão de ICGs para eólicas

Fonte: ANEEL (Boletim Energia nº 404)

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou o edital da chamada pública para os vendedores que comercializaram energia no leilão de eólicas, ocorrido em dezembro do ano passado, que tenham interesse em compartilhar Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada (ICG). A decisão, ocorrida em reunião de diretoria da última terça-feira (23/02), prevê que a chamada deverá ser realizada no primeiro trimestre de 2010.

Os principais pontos da minuta do edital que foram alterados ou são particulares a essa chamada pública são os que tratam: a respeito dos esclarecimentos que serão solicitados on-line, por meio da internet, e as respostas que serão enviadas na mesma forma, sem alteração de conteúdo dos procedimentos utilizados em outros editais; sobre as garantias financeiras para participar da chamada pública que serão proporcionais à potência máxima injetável pela usina eólica no ponto de conexão, com valor mínimo de R$ 1 milhão; a garantia contratual que terá o mesmo valor da garantia de participação e terá vigência até o início da operação comercial do empreendimento; além da manutenção de um capítulo específico para aplicação de penalidades em caso de descumprimento de qualquer condição estabelecida no edital.

A Agência delegou à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) a operacionalização da chamada pública.

Leilão de eólicas é homologado pela Aneel - O resultado do primeiro leilão exclusivo de eólicas (Leilão de Energia de Reserva – LER 03/2009), ocorrido em 14 de dezembro do ano passado, foi homologado pela Aneel também na última reunião de diretoria.

A Agência aprovou o aviso de adjudicação do leilão aos empreendimentos vendedores que negociaram energia no certame e suspendeu a adjudicação à Eólica (EOL) Miassaba III. A suspensão ocorreu em razão de informação que a área destinada a esse empreendimento corresponde à área de outra usina, a eólica Alegria II. A adjudicação da EOL Miassaba III está suspensa até a solução da controvérsia relativa à área de implantação do empreendimento.

A decisão da diretoria determinou ainda que a Comissão Especial de Licitação (CEL) da Aneel intime a empresa New Energy Options Geração de Energia S/A para, no prazo de 10 dias, prestar esclarecimentos quanto à localização da eólica Alegria II.

O leilão realizado para contratação de energia elétrica gerada por fonte eólica, negociou 753 lotes de 1 megawatt (MW) ao preço médio de R$ 148,39 MWh. Esse valor representou um deságio de 21,49% em relação ao preço-teto definido em edital. Os empreendimentos vencedores serão instalados em Sergipe, Ceará, Rio Grande do Norte, Bahia e Rio Grande do Sul.

O Planejamento Energético da Organização

A implantação de um sistema de gestão da energia requer método e disciplina por parte da organização e, sobretudo, de sua alta administração. A ânsia por resultados intempestivos, no curto-prazo, deve ser refreada, pois estamos falando, antes de qualquer coisa, de uma mudança cultural que deverá ser semeada individualmente entre os membros da organização. A nova cultura deverá ser, assim, internalizada por cada membro para, então, propagá-la em suas atividades profissionais, bem como junto aos seus familiares, criando uma consciência coletiva que permitirá à organização obter ganhos de escala em produtividade e eficiência. Tal mudança não é possível de ser alcançada sem planejamento e, dessa forma, o planejamento energético constitui-se em uma das etapas mais importantes na implantação do sistema de gestão da energia.


O planejamento energético deverá compilar em um único documento o conjunto de dados e informações sobre os processos, máquinas, equipamentos e usos finais das várias formas de energia pela organização, fornecendo um raio X que permitirá, através de sua análise, propor ações de melhoria e otimização do seu desempenho energético. Dentre as informações e dados que deverão ser contemplados no planejamento energético citam-se: a legislação e normas técnicas aplicáveis, bem como os demais requisitos aos quais a organização esteja subordinada no tocante aos insumos energéticos utilizados; o perfil energético das instalações e dos usos das formas de energia; os parâmetros-base para referência futura dos diversos usos da energia em seus processos e instalações; a cesta de indicadores energéticos selecionados para monitoramento dos resultados; os objetivos e metas tangíveis e quantificáveis estabelecidos para a melhoria do desempenho energético e o plano de ação elaborado para o seu cumprimento.

Com relação aos aspectos legais e demais requisitos aos quais a organização encontra-se subordinada em razão dos diversos usos da energia em seus processos e instalações, o planejamento energético deve assegurar que estes foram devidamente contemplados no estabelecimento, na implantação e na manutenção do sistema de gestão da energia. Já o diagnóstico energético deve promover uma análise dos usos da energia a partir do registro de parâmetros medidos e/ou estimados, identificando as atuais fontes energéticas, bem como fornecer uma avaliação dos usos das energias e de seu consumo, correlacionando passado versus presente e estimando os usos e consumos futuros. De posse dessas informações, é possível, assim, identificar as instalações, equipamentos, sistemas e/ou o comportamento de colaboradores, além de outras variáveis relevantes, que afetem significativamente o uso ou o consumo dos insumos energéticos. É, ainda, facilmente quantificável o desempenho energético atual dessas instalações, equipamentos, sistemas e processos e a sua relevância em termos de uso e consumo energético para a organização.

O diagnóstico energético deve, também, identificar, priorizar e registrar todas as oportunidades para a otimização do desempenho energético da organização, inclusive, onde aplicável, as fontes energéticas potenciais e a possibilidade de utilização de energias alternativas e o uso de fontes energéticas renováveis. Por sua relevância para o planejamento energético, o diagnóstico energético deve ser, necessariamente, elaborado, registrado e mantido pela organização, assim como atualizado em intervalos regulares de tempo ou sempre que sejam implementadas grandes mudanças nas instalações, equipamentos, sistemas ou processos.

A avaliação dos resultados alcançados com as ações de otimização do desempenho energético apenas será possível se houver um conjunto de parâmetros-base para referência dos usos e consumos energéticos em momento ulterior à sua implementação. Dessa forma, o planejamento energético não pode prescindir de tal informação e, tampouco, pode abster-se de acompanhá-la e registrá-la em uma linha do tempo, correlacionando-a com cada ação executada. Para tanto, um conjunto de indicadores de performance deve, ainda, ser identificado para monitoramento e medição do desempenho energético.

Por fim, o planejamento energético deve estabelecer objetivos e metas consistentes com a política energética, que sejam, ainda, tangíveis e quantificáveis através de medições. O plano de ação deve ser consistente com os objetivos e metas e apresentar, de forma clara e objetiva, a designação de responsabilidades, os prazos e meios a serem empregados para o cumprimento individual das metas, a forma como a melhora no desempenho energético será verificada e o método a ser empregado para a verificação dos resultados.

A Política Energética da Organização

O primeiro passo na implantação de um sistema de gestão da energia é estabelecer, juntamente com os limites da abrangência do projeto, a política energética que norteará os esforços de toda a organização em prol de um objetivo em comum, qual seja a busca incessante pela otimização energética em seus processos e usos finais. Tal política deve, dessa forma, estabelecer com clareza o compromisso da organização com a melhoria contínua do seu desempenho energético e deve contar com o apoio irrestrito da alta administração, que se responsabilizará por canalizar todos os esforços necessários para que esta seja, efetivamente, implementada.

Na definição da política energética alguns cuidados devem ser tomados pela alta administração, pois devem se certificar que a política energética estabelecida é apropriada à natureza, escala e impacto dos usos finais dos insumos energéticos pela organização, que contempla o seu compromisso para a melhoria contínua do seu desempenho energético e em assegurar a disponibilidade das informações e dos recursos necessários ao cumprimento das metas e objetivos estabelecidos, bem como seu compromisso com o cumprimento de toda a legislação e normas técnicas aplicáveis e quaisquer outros requisitos técnicos e/ou legais aos quais a organização esteja subscrita, no que se refere ao uso das diversas formas de energia ao longo de seus processos.

A política energética, para ser útil e válida para a organização, deve, assim, prover um meio no qual seja possível estabelecer e rever as metas e objetivos energéticos. Para tanto, deve estar devidamente documentada e amplamente divulgada, assim como deve ser, ainda, facilmente compreendida por todos os membros da organização, e não apenas por um seleto grupo. Por fim, a política energética deve privilegiar a aquisição de produtos e serviços energeticamente eficientes, iniciando um movimento de atualização tecnológica dos processos e das máquinas e de uma mudança de cultura na organização e em seus membros individualmente, esta segunda parte bem mais difícil de ser alcançada.

Como facilmente pode ser observado, a política energética deve ser, antes de qualquer coisa, uma ferramenta que direcionará a organização para um patamar de excelência superior em termos de eficiência energética, podendo ser considerada, de certa forma, um organismo vivo, em constante metamorfose e atualização, de maneira que deve ser regularmente revisada e atualizada sempre que a alta direção entender como necessário.

O papel do Gestor de Energia

O sucesso na implantação de qualquer sistema de gestão está relacionado, principalmente, com um alto nível de comprometimento da alta direção da empresa, com a sua capacidade de comunicar e compartilhar sua visão estratégica com os demais níveis da hierarquia, e, ainda, com a seleção de um profissional competente e tecnicamente qualificado para o gerenciamento do projeto.

Assim, o processo de implantação de um sistema de gerenciamento da energia em muito se assemelha com qualquer outro sistema de gestão. Cabe à alta direção a responsabilidade de motivar sua equipe, delegando poderes específicos e disponibilizando os recursos necessários, além de traçar os objetivos estratégicos do projeto e acompanhar os resultados obtidos. Do profissional designado para a gestão do sistema de gerenciamento da energia espera-se que este demonstre, além de perseverança e capacidade de canalizar os esforços da organização no que diz respeito à racionalização de consumos e gestão eficiente da energia, uma preocupação diária com os custos energéticos e a forma como a energia é consumida na empresa, de sorte a mais facilmente encontrar soluções que conduzam a um melhor comportamento energético. Para tanto, é imprescindível que tal profissional conheça, com profundidade e rigor, as razões dos consumos de energia na sua empresa, onde e como é consumida e os respectivos custos, além das normas técnicas e legislação aplicável aos principais insumos energéticos.

A principal responsabilidade do gestor de energia é elaborar e implementar o plano anual de energia, onde deverão ser definidos os objetivos e metas a atingir, bem como os meios necessários, de comum acordo com seus pares e com o respaldo da alta direção. Este profissional estará, ainda, na coordenação da equipe de gestão de energia, grupo multifuncional de colaboradores detentores do conhecimento técnico dos diversos saberes associados aos processos desenvolvidos na empresa, tanto de natureza produtiva, mas, também, comercial e administrativa. Em empresas maiores, a equipe de gestão de energia é composta pelos próprios responsáveis por cada uma das áreas de gestão na qual a organização encontra-se segmentada, facilitando, assim, a identificação das necessidades energéticas e formas de consumo da energia, bem como dos possíveis “pontos problema”, tornando, também, mais eficaz a tomada de decisões e a disseminação interna de tais questões.

Uma vez definida a equipe de gestão de energia, deverá o gestor de energia buscar caracterizar o fluxo de informação dos dados sobre energia na empresa. O sistema de contabilidade energética da empresa é uma ferramenta fundamental para o controle efetivo dos consumos de energia e respectiva racionalização dos custos, sendo primordial assegurar que a informação seja fornecida corretamente, em prazo hábil e ao colaborador adequado, para uma possível tomada de decisão.

Como toda empresa possui uma preocupação de otimização de seus recursos, sobretudo humanos, a posição de gestor de energia pode ser exercida de forma cumulativa com outras funções na organização, desde que estas não prejudiquem o desempenho do profissional. É imprescindível, porém, que tal profissional seja reconhecidamente um especialista no assunto, que seja hierarquicamente compatível com os pares que comporão a equipe de gestão da energia e que responda diretamente à alta direção, de forma a assegurar um bom desempenho em suas funções.

Provavelmente, o maior desafio a ser superado pelo gestor de energia será lidar com as vaidades pessoais de cada gestor de área da organização e modificar algumas culturas e posturas arraigadas através da conscientização de cada colaborador acerca da relevância de algumas ações simples e isoladas, como apagar as luzes dos recintos vazios ou desligar equipamentos de ar condicionado durante o horário de almoço. Certo é que necessitará de muita diplomacia, perseverança e capacidade de mobilização.

Gestão Eficiente da Energia: Viabilidade Técnica

A decisão executiva pela efetivação de um dado investimento em determinado negócio, seja na sua ampliação ou na criação de uma nova estrutura física, é baseada em premissas técnicas e econômicas desenvolvidas a partir de pesquisas de mercado, da avaliação da logística de transporte de insumos e produtos acabados, da sua distância geoestratégica em relação ao mercado-alvo e fornecedores, dos benefícios tributários concedidos e da infraestrutura urbana cedida pela Administração Pública e das alternativas de financiamento disponíveis no mercado, apenas para citar os aspectos mais básicos de um processo decisório profissional. Nesse tipo de análise, a viabilização do fornecimento de energia elétrica às instalações do empreendimento, muitas vezes, ocupa um caráter secundário, outras tantas, é irrelevante para a tomada da decisão. E é aí que reside o perigo.

A prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, ou seja, o fornecimento de energia elétrica às instalações de um consumidor, requer a observância e o cumprimento por parte da concessionária e do interessado de um grande número de normas técnicas e regulamentos legais criados com vistas a assegurar os níveis de segurança e qualidade estabelecidos pelo Poder Concedente para o serviço, não apenas para o interessado, mas para todos os demais usuários do sistema de distribuição, garantindo que o atendimento a uma determinada instalação não irá prejudicar o fornecimento às demais unidades conectadas ao mesmo circuito e, tampouco, trará riscos a terceiros. Assim, em cada atendimento, seja um aumento de carga ou a efetivação de uma nova ligação, a concessionária deve proceder a uma série de análises de natureza técnica, buscando identificar os riscos à segurança das instalações envolvidas e à flexibilidade de sua operação, bem como determinar as obras de recapacitação e/ou extensão de circuito necessárias à viabilização do atendimento pleiteado dentro dos níveis de qualidade requeridos para o fornecimento.

Do exposto percebe-se que o fornecimento de energia elétrica a uma determinada instalação requer planejamento e a realização de vultuosos investimentos, sem mencionar o prazo necessário para a sua concretização e para a disponibilização da infraestrutura correspondente. Ocorre que a grande maioria dos administradores tem em mente a falsa idéia de que, uma vez prevendo a instalação de sua empresa em uma área urbana já servida pelos serviços de eletricidade, nenhum investimento adicional será necessário para a efetivação de seu atendimento. Neste fato reside o maior problema no planejamento e na viabilidade econômica dos novos empreendimentos, que podem ver a sua expectativa inicial frustrada em razão dos prazos necessários para a realização das obras pertinentes ao fornecimento pretendido. Outrossim, desconsiderar no bojo de sua análise de viabilidade os eventuais recursos financeiros que serão demandados em regime de co-participação nas obras de infraestrutura elétrica para seu atendimento é um risco que pode tornar o negócio totalmente inviável economicamente.

Assim, é recomendável contatar a concessionária a ser acessada com a maior antecedência possível, detalhando-lhe a suas necessidades no tocante ao fornecimento de energia elétrica, para que esta possa tomar as suas providências em prazo hábil e auxiliar o empreendedor no planejamento da implantação de seu negócio.

Impasse na Contratação da Reserva de Capacidade

Segundo a ótica de promover a racionalidade energética através do fomento à instalação de unidades distribuídas de cogeração de energia elétrica nas plantas industriais como forma de elevar a confiabilidade dos sistemas de distribuição e reduzir investimentos e outros custos associados aos mesmos, foi criada uma modalidade de contratação denominada Reserva de Capacidade, a qual assegura ao autoprodutor ou produtor independente de energia elétrica que, possuindo unidade consumidora diretamente conectada às suas instalações de geração, atenda total ou parcialmente às necessidades energéticas destas, o direito de pleitear a contratação de uma reserva de potência adicional àquela que já possuir contratado em regime firme. Porém, neste caso, a remuneração cabível à concessionária acessada será proporcional à efetiva utilização do contrato pelo acessante, uma vez que, à priori, este estaria fazendo uso de uma capacidade remanescente ociosa do sistema de distribuição da concessionária acessada.

Ocorre que, em 1999, quando foi criada a modalidade de contratação da Reserva de Capacidade, apenas os autoprodutores ou produtores independentes de energia elétrica com potência geradora instalada de até 30.000 kW eram elegíveis ao exercício de tal direito, o que resultou em vários questionamentos junto ao Órgão Regulador por parte dos excluídos. Assim, a partir de março de 2008, através da sua resolução normativa no. 304, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL revogou tal limitação e buscou simplificar e clarificar as regras aplicáveis a esta modalidade de contrato. Entretanto, o resultado obtido não foi o esperado, de sorte que a expectativa do direito por parte dos beneficiários vem causando mais conflitos e mal-entendidos entre as partes contratantes do que antes.

Ao eliminar a restrição de potência para a contratação da Reserva de Capacidade, a ANEEL estendeu esta possibilidade para as grandes instalações industriais dotadas de considerável capacidade própria de geração e, por conseqüência, com considerável impacto no sistema de distribuição da concessionária acessada e no planejamento de seus contratos junto ao sistema de transmissão. Entretanto, em contrapartida, não houve qualquer flexibilização por parte da Agência nas regras às quais a concessionária acessada encontra-se atualmente sujeita para a determinação dos montantes contratados junto ao Sistema Interligado Nacional com vistas ao atendimento de seu mercado. Assim, resta o seguinte impasse: se a concessionária acessada firmar junto ao ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico contratos de uso do sistema de transmissão definindo montantes suficientes para o atendimento aos contratos de Reserva de Capacidade formalizados com os autoprodutores e produtores independentes de sua área de concessão, estará desrespeitando o princípio da modicidade tarifária, posto que onerará indevidamente seus demais clientes, arriscando-se a não ter tal despesa reconhecida nas suas tarifas. Ademais, estará sinalizando uma eventual necessidade de investimentos adicionais na transmissão, contrariando a lógica da racionalidade energética que deu causa a tal modalidade de contratação. Por outro lado, caso a concessionária acessada ignore os contratos firmados de Reserva de Capacidade na definição dos montantes a serem contratados junto ao sistema de transmissão, correrá o risco de ser penalizada pecuniariamente pela superação de tais montantes por ocasião do exercício dos contratos de Reserva de Capacidade pelo autoprodutores e produtores independentes de sua área de concessão, novamente absorvendo o prejuízo pecuniário.

Certo é que uma boa solução em pequena escala pode se tornar algo prejudicial em grandes proporções. Assim, enquanto o direito aos contratos de reserva de capacidade estava restrito aos empreendimentos de pequena capacidade, estes distribuídos ao longo da malha de distribuição de energia elétrica, os ganhos eram contabilizados por todos. Porém, quando tal direito foi ampliado, passando a abranger grandes blocos de carga e geração de unidades industriais eletrointensivas, os benefícios para a operação dos sistemas de distribuição não são mais tão facilmente percebidos.

Melhor seria se a ANEEL ampliasse também para as concessionárias de distribuição acessadas, detentoras de contratos de reserva de capacidade com grandes autoprodutores ou produtores independentes, a possibilidade de contratarem elas próprias contratos de reserva de capacidade com a Rede Básica para fazer frente aos compromissos firmados junto ao seu mercado.

Noções Básicas do Cálculo Tarifário na Distribuição de Energia Elétrica

O cálculo tarifário aplicável aos serviços de distribuição de energia elétrica visa, preservando o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão, estabelecer o menor preço possível capaz de assegurar um nível de qualidade aceitável para o produto e para o serviço oferecido aos usuários do sistema elétrico, garantindo um atendimento abrangente ao mercado sem distinção geográfica ou de renda e remunerando adequadamente os investimentos reconhecidos como prudentes. Para tanto, a metodologia de cálculo contempla em momentos distintos, a revisão tarifária e o reajuste tarifário que passaremos a detalhar a seguir:

1. Na revisão tarifária, o Poder Concedente, representado pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, estabelece a Base de Remuneração Requerida – BRR para a concessão sob análise. Nesta etapa, toda a planilha de custos e de investimentos realizados ou necessários é avaliada, de forma a se determinar o montante mínimo em reais que deverá ser arrecadado por determinada concessionária, em base anual, para a prestação do serviço em questão em sua área de concessão. A metodologia de cálculo tarifário aplicada classifica os custos em duas parcelas distintas, a denominada Parcela A – composta pelos custos sobre os quais a concessionária não possui capacidade de gerenciamento, tais como: encargos setoriais, tributos, preço de compra da energia, etc., e a denominada Parcela B – que engloba os custos sob gestão da concessionária (mão-de-obra própria, despesas administrativas e financeiras, custos de operação e manutenção, etc.). Os custos que compõe a Parcela A, mediante a devida comprovação de sua correta contabilização, são repassados diretamente para as tarifas. Já os custos que compõe a Parcela B são confrontados com os custos da chamada “Empresa de Referência*” e repassados para a tarifa apenas se condizentes com os valores previstos no modelo. Portanto, na revisão tarifária, chega-se a um novo valor para a Parcela B, que deve, ainda, ser somado ao valor calculado para a Parcela A, para, assim, obter-se a BRR a vigorar durante os próximos ciclos anuais. Cada contrato de concessão possui um prazo específico para a realização da revisão tarifária. Os primeiros contratos formalizados após o ciclo de privatizações ocorridas durante o Governo FHC tiveram estabelecida a periodicidade de 3 (três) anos entre revisões tarifárias, enquanto que os contratos mais recentes apresentam períodos mais longos de até 5 (cinco) anos.

2. Nos ciclos anuais abrangidos entre uma revisão tarifária e outra, ocorre o reajuste tarifário da concessionária. Neste momento, os valores imputados à Parcela A são corrigidos de acordo com os novos montantes apurados para o período, ao passo que os valores da Parcela B sofrem apenas a correção monetária pelo IGP-M (FGV) acumulado nos 12 meses anteriores.

Uma vez estabelecida a BRR na revisão tarifária ou atualizada no reajuste tarifário, a ANEEL procede ao rateio do montante apurado entre as diversas classes de consumidores e nos vários níveis de tensão e de opções tarifárias disponíveis. Neste cálculo utiliza-se o conceito do custo marginal da distribuição, ou seja, qual é o custo marginal requerido da concessionária para cada nível de tensão, ou melhor, quanto menor for a tensão de atendimento, maiores serão os custos de investimento, operação e manutenção requeridos da concessionária na prestação de seu serviço, de forma que os consumidores de baixa tensão deverão ser contemplados com uma tarifa mais cara que será reduzida à medida em que a tensão de fornecimento for elevada. Complementarmente, considerando que a arrecadação de toda a BRR deve ser assegurada, a ANEEL utiliza-se, ainda, dos montantes de energia fornecidos aos consumidores pela concessionária em cada nível de tensão e em cada opção tarifária, apurados nos 12 meses anteriores e contemplando o crescimento vegetativo previsto pela concessionária para seu mercado, proporcionalizando a receita conforme o número de consumidores e quantidade de energia com previsão de ser fornecida em cada segmento. Estas são as principais razões pela qual cada nível de tensão x opção tarifária possui um índice médio específico de revisão/ reajuste tarifário, bem como pela qual o índice médio de revisão/ reajuste das tarifas da baixa tensão tendem a ser superiores àqueles experimentados pelos consumidores de média e alta tensão.

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* A ANEEL estabelece para cada área de concessão uma empresa de referência que, em teoria, reflete os custos operacionais eficientes de uma concessionária ideal e os investimentos prudentes realizados pela distribuidora para a prestação dos serviços e que terão direito à remuneração das tarifas cobradas dos consumidores, comparando esta referência com os custos reais contabilizados pela concessionária avaliada. Assim, na prática, a cada processo de revisão tarifária, a concessionária avaliada se vê obrigada a obter custos sempre inferiores àqueles da empresa de referência nos diversos segmentos previstos, de sorte a preservar a margem líquida anual de remuneração prevista em seu contrato de concessão. Eventuais ganhos de escala e sobre-eficiência da concessionária são, assim, identificados e capturados pela ANEEL e revertidos em benefício dos consumidores através do chamado Fator X. Por outro lado, as distorções identificadas no modelo e nos custos da empresa de referência são debatidas entre a concessionária, a ANEEL e a sociedade em geral através de Audiências Públicas, cabendo a esta ultima a palavra final sobre o tema.

Os Princípios Legais que Norteiam o Setor Elétrico Brasileiro

O setor elétrico brasileiro foi oficialmente criado com a publicação do Decreto no 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, que, pela primeira vez, regulamentou os serviços de energia elétrica no país. Anteriormente a esta data, incipientes eram os serviços prestados por empresas privadas, em sua maioria, com praticamente nenhuma regra balizadora. De lá para cá, muito foi feito, e o Brasil pode se orgulhar de ter construído um sistema elétrico de dimensões continentais único no mundo em termos de coordenação de ação entre os seus agentes e no planejamento de sua expansão. Durante os anos da ditadura militar, os desafios associados à viabilização dos investimentos bilionários necessários, em uma época em que os órgãos de fomento internacional ainda não eram suficientemente maduros, levaram a uma grande estatização do setor que começou, em parte, a ser revertida em 1995 com o início da era de privatizações do Governo FHC.

Desde seus primevos anos, o setor elétrico se debateu com questões relacionadas à correta forma de tratamento de seus consumidores e ao nível da qualidade do serviço pretendida frente à remuneração adequada do agente. Assim, já no Decreto 41.019/57 encontra-se o embrião do mais elementar dos princípios legais que regem as ações e decisões dos agentes do setor: o Princípio da Isonomia no Tratamento dos Consumidores. Parafraseando os juristas, tratar com isonomia significa tratar com igualdade os iguais na exata proporção da sua igualdade e com desigualdade os desiguais na mesma proporção de tal desigualdade. No setor elétrico, o conceito da isonomia é aplicável aos consumidores que possuem as mesmas condições técnicas e comerciais em seu atendimento, estas refletidas no nível de tensão de fornecimento e na opção tarifária exercida.

Também é antigo no setor elétrico o Princípio da Modicidade Tarifária que se refere à prestação de um serviço com nível de qualidade adequado ao menor custo possível. Esta discussão remonta aos princípios do cálculo tarifário que culminou com a criação das regras de cálculo pelo custo marginal da expansão no caso das tarifas de distribuição e nas regras de cálculo nodal no caso das tarifas de transmissão e, no presente, com a determinação da metodologia de cálculo por empresas de referência que busca definir uma empresa fictícia de benchmarking para cada concessionária, de sorte a promover a máxima eficiência na operação e a capturar, via redução tarifária, os ganhos de escala para o consumidor.

Entretanto, o terceiro e último princípio legal é mais recente e data do início da era das privatizações do Governo FHC, ou pelo menos este foi o momento em que este se desenvolveu e se estabeleceu como um dos principais mandamentos legais do setor elétrico. O Princípio do Investimento Prudente e Necessário foi estabelecido como forma de assegurar que o planejamento da expansão do setor elétrico ocorreria com a máxima eficiência, sem desperdícios de recursos, dentro de uma lógica de mercado capitalista. Assim, as concessionárias que não observassem este princípio em seus investimentos estavam fadadas a não ter o reconhecimento tarifário compatível, arcando sozinhas com o ônus do seu mau planejamento.

Juntos, os três princípios objetivam um mesmo resultado, a máxima eficiência na operação e no planejamento do sistema elétrico, focando sempre o menor custo para o serviço. Costumo dizer que estes princípios se interrelacionam em um triângulo eqüilátero, onde o Princípio da Isonomia, que homogeniza os critérios de atendimento aos consumidores, e o Princípio do Investimento Prudente e Necessário, que assegura a eficiência no planejamento da expansão, formam as bases do objetivo maior representado pelo Princípio da Modicidade Tarifária.

Filosoficamente belo de se explicar, tais princípios trazem em si uma armadilha. O setor elétrico é, de certa forma, um monopólio natural e deve ser planejado à frente do crescimento populacional e do aumento da carga elétrica atendida, sob pena de racionamentos de energia elétrica e outros gargalos estruturais. Assim, como fazê-lo se o Princípio do Investimento Prudente e Necessário requer que uma demanda seja identificada para que determinado recurso seja alocado e devidamente remunerado. Por outro lado, é justo que toda a comunidade de usuários já atendida arque com os custos de uma expansão sobre áreas de baixa densidade demográfica e, consequentemente, de rentabilidade inferior àquela que seria adequada à remuneração dos investimentos? E o sistema isolado, é justo que grande parte dos consumidores das regiões sul, sudeste, nordeste e parte da centro-oeste arquem, via encargos tarifários, com os elevados custos de uma geração diesel isolada, de baixa eficiência e com grande potencial de desvio de recursos? Estas são questões que vêm sendo debatidas nos últimos anos, mas que permanecem sem uma solução consistente até o momento. Talvez seja hora de acrescentar novos princípios à regulação do setor elétrico, tais como: a desoneração tributária e a justa aplicação dos encargos arrecadados em prol de um melhor serviço e não para compor o superávit primário do Governo Federal.

O Rateio do Pis/Pasep e da Cofins nas Contas de Energia Elétrica

Instituídos ao longo de 1970, o Programa de Integração Social – PIS e o Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PASEP foram unificados em 1976 e têm como finalidade atual financiar o programa do Seguro-Desemprego e o abono aos empregados que recebem até dois salários mínimos mensais. Já a Contribuição Social para Financiamento da Seguridade Social – COFINS, destinada a financiar as despesas das áreas de Saúde, Previdência e Assistência Social, foi instituída em dezembro de 1991. Até janeiro de 1999, as bases de incidência do PIS/PASEP e da COFINS, eram, salvo exceções, a receita bruta das vendas de mercadorias e da prestação de serviços, tendo como alíquota 0,65% para o PIS/PASEP e 2% para a COFINS, calculados sobre as referidas receitas. Posteriormente, as bases de incidências do PIS/PASEP e da COFINS foram ampliadas, passando a abranger, além da receita bruta de vendas e da prestação de serviços, todas as demais receitas auferidas pela pessoa jurídica, independentemente de sua classificação contábil. Nessa mesma ocasião, a alíquota da COFINS foi elevada de 2% para 3%. Novas alterações na legislação destes tributos foram implementadas, em dezembro de 2002 para o PIS/PASEP e em dezembro de 2003 para a COFINS, estabelecendo então o sistema não-cumulativo para o cálculo das contribuições, passando estas a incidir sobre o valor agregado em cada etapa do processo produtivo. Foram, ainda, alteradas as suas respectivas alíquotas de 0,65% para 1,65% no caso do PIS/PASEP e de 3% para 7,6% no caso da COFINS.

A despeito das alterações implementadas em suas respectivas legislações, até 2005 as contribuições para o PIS/PASEP e para a COFINS compunham o cálculo das tarifas de fornecimento de energia elétrica homologadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para as concessionárias, não sendo transparente para o consumidor a cobrança de tal tributo e, tampouco, lhe sendo possibilitada a sua compensação, conforme previsto em sua regra legal. Diante do fato, houve a necessidade de destacar o cálculo das citadas contribuições nas contas de energia emitidas pelas concessionárias contra seus consumidores, expurgando-a do valor homologado para as tarifas de fornecimento, mas acrescentando-a no preço final devido pela energia elétrica consumida. Ocorre que, pela própria natureza da base de incidência do cálculo das contribuições, o valor a ser arrecadado varia mês-a-mês e correlaciona-se ao saldo das operações contábeis de cada concessionária distintamente. Assim, determinar uma regra de repasse ou rateio das contribuições recolhidas aos cofres públicos pelas concessionárias nas contas de energia tornou-se um exercício algébrico de alguma complexidade que, ainda, vem causando desconfortos ao planejamento financeiro de algumas empresas, sobretudo junto àquelas optantes pelo SIMPLES.

A regra de rateio das contribuições para o PIS/PASEP e para a COFINS, estabelecida pela ANEEL, considera que, a partir do saldo das operações de determinado mês contábil utilizado para o cálculo das contribuições pela concessionária, o repasse em conta de energia dar-se-á no segundo mês subseqüente, ou seja, o repasse dos tributos recolhidos em janeiro de determinado ano ocorrerá em março do mesmo ano e, assim, indefinidamente. Neste caso, o percentual destacado na conta de energia não guarda qualquer relação com as alíquotas dos tributos, refletindo apenas o quociente entre o valor do tributo recolhido em determinado período e a receita bruta auferida no mesmo período. Como os tributos em questão devem compor o preço da energia elétrica e a sua própria base de cálculo, a sua inserção se faz através da metodologia de cálculo conhecida como “Desconto por dentro”, de forma similar ao que ocorre com o ICMS. A equação abaixo explicita o cálculo citado.

Alterado com o intuito de tornar a cobrança das contribuições mais justas, o regime tributário não-cumulativo representou a majoração exacerbada da tributação em conta de energia elétrica para a grande maioria dos consumidores, posto que quase triplicou as alíquotas devidas sem qualquer contrapartida em serviços prestados pelo Estado Brasileiro.

As possíveis conseqüências da publicação da Portaria MME 463/2009 no mercado de PCH

Fonte: CERPCH Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas

No dia 04 de dezembro o mercado de PCH foi surpreendido com a publicação da Portaria 463/2009 do Ministério de Minas e Energia (MME), que estabelece a metodologia para o cálculo de garantia física de energia de usinas hidrelétricas não despachadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).

Em função da importância do assunto tratado nesta portaria e das conseqüências ao mercado que dela podem advir, o Centro Nacional de Referências em Pequenas Centrais Hidrelétricas - CERPCH, ciente de seu papel de agente disseminador dessa tecnologia no país, por meio do seu Secretário Executivo, Geraldo Lúcio Tiago Filho, vê a necessidade de opinar sobre as conseqüências de tal medida.

É nossa opinião que, embora aprimore o cálculo da Garantia Física, a portaria revê os valores da garantia a cada seis meses que acabará por incorporar efeito hidrológico, o que compromete o princípio do Mecanismo de Realocação de Energia, baseada no compartilhamento do risco hidrológico sistêmico, dentro de série hidrológica de no mínimo 30 anos.

Embora bem intencionada, a publicação de uma portaria com este teor gera instabilidade no mercado de PCH, pois dessa maneira o Produtor Independente de Energia - PIE fica obrigado a produzir a energia elétrica de acordo com a hidrologia mensal verificada, cuja medição deverá apresentar padrões similares aos padrões de medição de energia elétrica.

A portaria do MME adotou integralmente os conceitos da Nota Técnica 062/09-SRG (Aneel), gerando uma preocupação com o futuro do segmento de produção de energia. Vale ressaltar que nesse caso a responsabilidade da fiscalização passa para o MME, indo de encontro com a prerrogativa da agência reguladora.

Segundo os empreendedores do setor, a publicação da portaria 463/2009 foi motivada pela detecção de diversas PCHs que não vêm cumprido com a entrega da energia assegurada ao Sistema. Segundo este estudo, das 94 PCHs fiscalizadas, em torno de 64 delas não vinha cumprindo com o contrato no MRE.

O MME age certo quando procura coibir práticas desonestas, e é justo ao implantar políticas saneadoras ao mercado, à Aneel cabe a fiscalizar o real cumprimento dos acordos, porém neste caso o que se questiona é colocar todos os PIEs sob suspeição de más práticas empresariais.

Há que se perguntar, o que levou as PCHs fiscalizadas pela Aneel a não gerar a energia assegurada: Construção fora das conformidades? Construções ainda a serem concluídas? Problemas operacionais? Quebra de máquinas? Ocorrência de hidrologia abaixo do período crítico? Má fé do empreendedor? Erro no projeto aprovado?

Nos itens que se caracterizam como caso fortuito o empreendedor não deve ser penalizado, no entanto nos casos onde se verificar negligencia por parte do empreendedor de má fé este deve ser penalizado, conforme já previsto nas regras de comercialização e se o MME avaliar poderá inclusive suspender a autorização e reverter o ativo à união.

Outro questionamento que se faz é se um mecanismo de compensação baseado na hidrologia verificada versus produção de energia, conforme preconizado na Portaria 493/2009, poderá ser aplicado indistintamente a todas hidrelétricas?

Está se trocando o estudo hidrológico feito com uma série de 30 anos, por um estudo de base desconhecida, e outro de quatro anos e feito após a construção da central. Como o empreendedor poderá dar garantias aos empréstimos se não há como se manter a energia assegurada por todo período da autorização da central? (a metodologia do estudo não foi disponibilizada para se verificar se as análises estão adequadas às boas praticas de hidrologia).

Por fim, há que se questionar o porquê de tanto rigor com o qual são tratadas as PCHs, já que, em todo o mundo, as PCHs são incentivadas pelos governos? Já não bastam às dificuldades para obtenção da licença ambiental! Agora os empreendimentos de PCHs são surpreendidos por mais dificuldades regulatórias?

Ao contrário do que está acontecendo, deve-se ter mais atenção com as PCHs, visto que as mesmas tem-se tornado um importante agente de desenvolvimento social e econômico, gerador de empregos, uma das poucas tecnologias de energias renováveis, cuja tecnologia é totalmente dominada pela indústria nacional.

Trata-se de energia limpa que deve ser incentivada e não desestimulada com regras draconianas, aonde os bons empresários se vêm nivelados aos de práticas espúrias do mercado.

A Inserção da Geração Termelétrica no Planejamento da Expansão

Argumentamos em uma de nossas publicações anteriores que o futuro do setor elétrico brasileiro está na implantação de unidades de geração distribuída. Localizadas mais próximas dos centros de carga, a presença dessas instalações no Sistema Interligado Brasileiro representa menores investimentos em infraestrutura de transmissão de energia elétrica, bem como em menores perdas ôhmicas nos circuitos elétricos e melhor qualidade no fornecimento de energia elétrica. Quando instaladas nos sistemas de distribuição de energia elétrica (instalações que operam com nível de tensão inferior a 230 kV), tais benefícios são ainda maiores com o alívio de carregamento proporcionado aos sistemas com níveis de tensão superiores à tensão de conexão da instalação de geração de energia elétrica.

Historicamente, a fonte de geração de energia elétrica mais desenvolvida no Brasil foi a exploração de potenciais hidráulicos, exercendo tal fonte uma forte predominância no Sistema Elétrico Brasileiro até os dias atuais. Neste cenário, para assegurar uma maior segurança na disponibilidade de energia elétrica para todos os usuários do sistema, a opção foi a complementação entre sistemas hidrelétricos, onde a situação hidrológica desfavorável em um sistema é compensada pela favorabilidade no sistema complementar. Tal alternativa de planejamento pressupõe duas condições básicas: um sistema robusto de transmissão e um sistema de armazenamento de energia adequado no sistema receptor. No Brasil, a grande complementaridade entre sistemas hidrelétricos encontra-se nos sistemas sul e sudeste. Entretanto, o sistema sul não dispõe de grandes reservatórios e a capacidade de armazenamento relativa do sistema sudeste vem diminuindo a cada ano. Também, os potenciais hidráulicos ainda disponíveis para exploração estão se esgotando, sobretudo na região Sul. Por outro lado, a interligação por longos troncos de transmissão com carregamentos elevados submete o sistema elétrico a riscos de perda de carga e a grandes perturbações, como pôde ser observado no último blecaute envolvendo as linhas da Usina de Itaipú.

Pelo que se percebe acima, a inserção de geração térmica distribuída no sistema elétrico brasileiro torna-se fundamental para a minimização dos riscos de racionamento e para a elevação da confiabilidade do sistema, com a adição de novos pontos de controle da tensão e novas fontes de potência reativa. Neste caso, a complementação entre sistemas hidrelétrico e termelétrico ocorre com a elevação do despacho de geração termelétrica em condições hidrológicas desfavoráveis e com a redução do despacho hidrelétrico.

Entretanto, para um correto planejamento da inserção da geração termelétrica no sistema faz-se necessária a quantificação do montante necessário a partir de um paradigma adequado, este considerando aspectos macroeconômicos de eventuais situações de déficit de energia e os benefícios microeconômicos do aumento da confiabilidade elétrica. Os aspectos ambientais também devem ser considerados para a definição da melhor tecnologia de geração termelétrica, bem como os custos associados à implantação, operação e manutenção de tais centrais, sobretudo no que se refere à disponibilidade do combustível a ser utilizado. Sob estes aspectos, não podemos desprezar a alternativa nuclear, desde que os cuidados necessários sejam tomados com os resíduos radioativos do processo.

A Organização do Setor Elétrico Brasileiro

Para uma melhor compreensão das normas que regem o setor elétrico brasileiro faz-se necessário conhecer os principais atores envolvidos em seu planejamento, operação e controle e a forma como estes interagem entre si.

Assim, considerando que a Constituição Federal promulgada em 1988 estabelece que os serviços relacionados à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica são monopólios da União, cabendo à mesma explorá-los diretamente ou a partir da concessão ou autorização a terceiros, o órgão máximo do setor elétrico é a Presidência da República. Entretanto, o estabelecimento das políticas e diretrizes setoriais é de responsabilidade do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, diretamente subordinado ao presidente da república e presidido pelo Ministro das Minas e Energia. Sob a coordenação do Ministério das Minas e Energia - MME, e presidido pelo próprio ministro, temos, ainda, o Conselho de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE que tem por atribuições acompanhar o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação de energia elétrica, gás natural, petróleo e seus derivados, avaliando suas condições de abastecimento, de sorte a identificar dificuldades e obstáculos de caráter técnico, ambiental, comercial, institucional, dentre outros e propor medidas preventivas ou saneadoras que visem a manutenção ou restauração da segurança no abastecimento eletroenergético, encaminhando-as, quando for o caso, ao Conselho Nacional de Política Energética – CNPE.

A Empresa de Pesquisa Energética – EPE, também vinculada ao MME, foi criada para prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como: energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Funcionando de forma independente, como uma autarquia sob regime especial, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal. Além dessas finalidades, compete, ainda, à ANEEL implementar as políticas e diretrizes do governo federal para a exploração da energia elétrica e o aproveitamento dos potenciais hidráulicos, expedindo os atos regulamentares necessários; promover, mediante delegação, com base no plano de outorgas e diretrizes aprovadas pelo Poder Concedente, os procedimentos licitatórios para a contratação de concessionárias e permissionárias de serviço público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos; dentre várias outras atribuições.

Para uma melhor gestão do mercado livre da energia elétrica, foi instituída a CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, absorvendo as funções do extinto Mercado Atacadista de Energia – MAE e com a atribuição de apurar o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), utilizado para valorar as transações realizadas no mercado de curto prazo; de realizar a contabilização dos montantes de energia elétrica comercializados; de promover a liquidação financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo e a realização de leilões de compra e venda de energia no ACR – Ambiente de Contratação Regulada, por delegação da ANEEL.

Por fim, o Operador Nacional do Sistema Elétrico foi criado para operar, supervisionar e controlar a geração de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN, e administrar a rede básica de transmissão de energia elétrica no Brasil. Tem como objetivo principal, atender os requisitos de carga, otimizar custos e garantir a confiabilidade do sistema, definindo ainda, as condições de acesso à malha de transmissão em alta-tensão do país.

A figura abaixo busca detalhar melhor o interrelacionamento entre as diversas entidades e órgãos da Administração Pública Federal.

PRODIST – A Qualidade da Energia Elétrica

A publicação dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, em 31 de dezembro de 2008, representou um marco na legislação do setor elétrico, no que tange ao serviço de distribuição da energia elétrica. O novo regulamento, além de esclarecer e detalhar questões anteriormente obscuras ou dúbias, incorporou novos conceitos e desafios para os agentes que atuam no setor. As regras para o planejamento da expansão, sua operação, o livre acesso e a qualidade do produto e do serviço, antes distribuídas em diversos atos normativos, foram compiladas e clarificadas em um único documento norteador para todo o setor. Entretanto, o assunto que mais novidades incorporou foi aquele relacionado à qualidade da energia elétrica, abordado em detalhe no módulo 8 do citado regulamento.

Alguns fenômenos elétricos já de conhecimento dos profissionais técnicos atuantes na área, tais como: harmônicos, desequilíbrio e flutuação de tensão, variações de tensão de curta duração e variação de freqüência, foram definitivamente incorporados à legislação que rege o setor, com a expectativa de definição de novos índices de qualidade a serem observados pelas concessionárias de distribuição, geradores e consumidores nos anos vindouros, somando-se estes aos já conhecidos índices de continuidade do fornecimento e de conformidade do nível de tensão em regime permanente.

Obviamente, a melhora da qualidade do produto e do serviço de distribuição traz uma perspectiva positiva, sobretudo, para os consumidores que, cada vez mais, possuem cargas sensíveis aos fenômenos elétricos transitórios. Porém, tal fato também pressupõe um maior nível de exigência da parte das operadoras com relação aos dispositivos de mitigação que deverão ser utilizados pelos usuários de seu sistema quando da efetivação de seu acesso. Em outras palavras, um padrão superior de qualidade requer um maior nível de responsabilidade e de conhecimento técnico de todos os envolvidos, tanto usuários, quanto operadores.

Atualmente, é grande o desconhecimento dos consumidores acerca de suas responsabilidades no acesso aos sistemas de distribuição, tampouco conhecem seus direitos e quando o sabem, pressupõe-no maior do que é de fato. Por ora, os novos índices de qualidade tiveram valores de referência estabelecidos apenas para fins de planejamento elétrico, encontrando-se em período experimental de coleta de dados para, só então, serem definidos regulatoriamente os valores que deverão ser observados por todos os agentes.

O setor elétrico brasileiro encontra-se, neste momento, em um ponto de inflexão. Assegurar a oferta da energia elétrica necessária a uma condição de crescimento sustentável de 4,5% a.a. do PIB – Produto Interno Brasileiro, nas atuais condições de consumo elétrico, requererá a adição de 3.500 MW à potência instalada de geração a cada ano, ou seja, será necessária a construção de uma nova Itaipú a cada 3 anos, com investimentos diretos estimados superiores a US$ 5 bilhões ao ano apenas em geração, sem considerar a necessidade de investimentos para a expansão das linhas de transmissão e de distribuição. Logo, mais do que nunca, a adoção de práticas de conservação e eficiência energética, associadas a um sistema de gestão eficiente da energia se faz necessária, bem como a profissionalização da gestão desse insumo nas empresas. O cumprimento de índices de qualidade do produto e do serviço cada vez mais rigorosos é apenas o primeiro passo.

PRODIST: O Acesso aos Sistemas de Distribuição

Depois de vários anos de discussão, finalmente, em 31 de dezembro de 2008, foi publicado o PRODIST - Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional, regulamento aguardado com ansiedade pelas concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica que normatiza e padroniza as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição, tendo por principais objetivos:

a) garantir que os sistemas de distribuição operem com segurança, eficiência, qualidade e confiabilidade;

b) propiciar o acesso aos sistemas de distribuição, assegurando tratamento não discriminatório entre agentes;

c) disciplinar os procedimentos técnicos para as atividades relacionadas ao planejamento da expansão, à operação dos sistemas de distribuição, à medição e à qualidade da energia elétrica;

d) estabelecer requisitos para os intercâmbios de informações entre os agentes setoriais;

e) assegurar o fluxo de informações adequadas à ANEEL;

f) disciplinar os requisitos técnicos na interface com a Rede Básica, complementando de forma harmônica os Procedimentos de Rede.

O PRODIST tem como característica básica ser uma compilação dos diversos regulamentos aplicáveis à distribuição de energia elétrica, propiciando esclarecimentos em questões antes obscuras e complementando pontos anteriormente não abordados, sem, porém, substituir os atos legais nos quais se baseou. Assim, não é possível interpretar corretamente as determinações do PRODIST sem antes analisá-las no bojo do arcabouço regulatório que lhe deu origem.

Dentre os oito módulos que compõem o regulamento, o módulo 3, que trata do acesso ao sistema de distribuição, é aquele que maior interesse trará aos consumidores e geradores atendidos pelos sistemas de distribuição, posto que estabelece prazos e critérios de análise e projeto, bem como os direitos e as responsabilidades tanto para o acessante, quanto para a distribuidora acessada. Em síntese, este módulo estabelece que a acessada deve assegurar, de forma não-discriminatória, o acesso de todos os interessados ao seu sistema de distribuição, estabelecendo as obras de reforço e de extensão necessárias, para tanto, sob a ótica do menor custo global, enquanto que, o acessante, deve cumprir com a normatização técnica vigente e com as normas e padrões da acessada aplicáveis ao seu acesso, bem como não prejudicar a flexibilidade de manobras no sistema de distribuição, a segurança das instalações acessadas e de terceiros e os índices e padrões de qualidade requeridos para o produto e para o serviço.

O módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição estabelece quatro etapas para a análise e resposta das consultas e solicitações de acesso ao sistema de distribuição, todas de cumprimento compulsório no caso do acessante gerador que dependa de autorização ou concessão da ANEEL. No caso do acessante consumidor e do gerador que dependa apenas de registro junto à ANEEL, as duas primeiras etapas são opcionais. São elas:

1.  Consulta de Acesso: formulada pelo acessante à acessada com o objetivo de obter informações técnicas que subsidiem os estudos pertinentes ao acesso, sendo facultada ao acessante a indicação de um ponto de conexão de interesse.
2. Informação de Acesso: resposta formal e obrigatória da acessada à consulta de acesso, sem ônus para o acessante, com o objetivo de fornecer informações sobre o acesso pretendido.
3. Solicitação de Acesso: requerimento formulado pelo acessante que, uma vez entregue à acessada, implica na prioridade de atendimento, de acordo com a ordem cronológica de protocolo.
4. Parecer de Acesso: documento formal obrigatório apresentado pela acessada, sem ônus para o acessante, onde são informadas as condições de acesso, compreendendo a conexão e o uso, e os requisitos técnicos que permitam a conexão das instalações do acessante, com os respectivos prazos.

Cada uma das etapas acima tem prazos definidos a serem observados pelos envolvidos. A figura abaixo apresenta o fluxograma do processo com os prazos de cada etapa:

A inobservância por parte do acessante dos prazos previstos para a celebração dos contratos e, no caso do acessante gerador, para a solicitação da autorização junto à ANEEL e do acesso junto à acessada, desobrigará a acessada de assegurar as condições técnicas e econômicas da solução de acesso proposta.

Geração Distribuída: O futuro do Sistema Elétrico Brasileiro

O Sistema Elétrico Interligado Nacional – SIN teve seu desenvolvimento planejado após a 2ª Grande Guerra, durante as décadas do “Milagre Econômico”, em razão da necessidade percebida pelas autoridades públicas de prover a eletricidade requerida pelos grandes centros urbanos que se formavam, bem como pelas novas indústrias que se instalavam no país nesta época de transição de uma economia rural para industrial. As características básicas do modelo de sistema implementado são a exploração de grandes potenciais hidroenergéticos para a geração de energia elétrica, esta ocorrendo à despeito dos grandes impactos ambientais verificados, e a transmissão da energia elétrica, assim gerada, por grandes distâncias, uma vez que estes potenciais se situavam em pontos distantes dos grandes centros urbanos. Assim, surgiram as grandes linhas de transmissão em tensões de até 500 kV no país. Neste período, em função de suas dimensões continentais e da exploração de grandes potenciais hidráulicos, o Brasil tornou-se uma referência mundial no assunto, exportando sua expertise para outros países.

Entretanto, parafraseando os gurus da economia: “- os recursos são escassos”. O modelo elétrico desenvolvido em outros tempos já começa a demonstrar sinais de exaustão. Os grandes potenciais hidráulicos, ainda a serem explorados, situam-se, em sua maioria, nas regiões amazônica e pantaneira, em rios de reduzida declividade, o que requer, portanto, o alagamento de vastas extensões de terra, potencializando, assim, o impacto ambiental. Ademais, a construção das linhas de transmissão para o transporte da energia elétrica gerada até os centros urbanos mais próximos implica na necessidade da erradicação de extensas faixas de floresta tropical, o que encarece a sua implantação, sem falar no prejuízo causado à biodiversidade. Nos tempos atuais de radicalismo ecológico, estes são projetos de custo muito elevado e de difícil aceitação pela população atingida e favorecida.

Sendo assim, o que nos sobra é buscar novas formas de aproveitamento a serem explorados. De um lado, necessitamos obter uma maior eficiência no consumo da energia elétrica e, do outro, utilizar todos os recursos disponíveis para gerar a energia elétrica o mais próximo possível da carga a ser suprida. Este conceito já é, amplamente, aplicado na Europa e está iniciando nos EUA. Nestes locais, prédios comerciais já são construídos com recobrimento de placas de células fotoelétricas, gerando parte da energia elétrica de que necessitam. Na Alemanha, é comum no entorno das cidades os pequenos proprietários rurais possuírem um ou mais aerogeradores elétricos para suprirem as suas necessidades e venderem o excedente de energia gerada para a rede da concessionária.

No Brasil, este novo conceito de geração distribuída começa-se a firmar. Inicialmente, com a implantação de algumas centrais termelétricas próximas dos grandes centros urbanos e de centrais eólielétricas em regiões próximas ao mar. A vantagem deste novo conceito é a redução do impacto ambiental causado, bem como a mitigação dos custos associados à transmissão da energia elétrica gerada, uma vez que estas centrais já se situam próximas aos pontos de consumo. Este novo modelo, entretanto, traz alguns desafios ao planejamento e à operação do SIN, que se torna cada vez mais complexa. Por outro lado, a legislação aplicável requer alguns ajustes para se adequar às novas situações que surgirão da aplicação deste conceito, mas o primeiro passo nesse sentido já foi dado, o PRODIST – Procedimentos da Distribuição já prevê a interligação de unidades de geração em tensões secundárias de distribuição, em regime de operação com paralelismo permanente.

Aneel premia distribuidoras de energia melhor avaliadas pelos consumidores em 2009

Fonte: ANEEL

O Prêmio Índice Aneel de Satisfação do Consumidor (Iasc) foi concedido hoje (25/11) na sede da Aneel, em Brasília, às distribuidoras de energia elétrica melhor avaliadas por consumidores residenciais pelos serviços prestados nesse ano. As empresas vencedoras recebem troféu, certificado e o Selo Iasc, que identifica o reconhecimento dos consumidores pelo seu desempenho. O Prêmio é concedido anualmente, desde 2002, para incentivar a melhoria do serviço de distribuição no país.

A premiação é dividida em nove categorias: o Iasc Brasil, que premia a empresa com melhor desempenho do país; o Iasc de maior crescimento percentual em 2009, em comparação a 2008; e o Iasc regional, que abrange sete categorias separadas por região e por número de consumidores atendidos. Os critérios adotados pela metodologia permitem comparar as empresas com perfil semelhante.

As concessionárias vencedoras poderão aplicar o Selo Iasc nas contas de luz, no material institucional e nas demais peças de comunicação empresarial de acordo com regras previstas no regulamento da premiação.

O Índice médio nacional foi 66,74, o maior valor nos dez anos de pesquisa. É importante lembrar que a pesquisa é realizada desde 2000, entretanto, a premiação foi instituída dois anos depois. Confira a seguir a relação das vencedoras em cada categoria. Mais informações sobre o desempenho de cada uma das 63 concessionárias podem ser obtidas no relatório geral e nos relatórios individuais do Iasc 2009 que estarão disponíveis nos próximos dias na página eletrônica da Agência (www.aneel.gov.br), no perfil "&&Informações Técnicas", no link "&distribuição de energia elétrica/IASC".

Prêmio Iasc Brasil 2009

A vencedora do Prêmio Iasc Brasil 2009 foi a concessionária Hidroelétrica Panambi S/A (Hidropan), que apresentou a melhor avaliação dos consumidores entre as 63 distribuidoras de todo o País. O Iasc 2009 da distribuidora foi de 84,46, acima da média nacional (66,74). A empresa atende cerca de 14,2 mil unidades consumidoras nos municípios Panambi e Condor, no Rio Grande do Sul. Com o resultado, a Hidropan torna-se a referência nacional (benchmark) até a realização de nova pesquisa Iasc.

Prêmio Empresa de Maior Crescimento Iasc

A vencedora desta categoria - que premiou a empresa que obteve em 2009 o maior crescimento de seu índice de satisfação em relação a 2008 foi a Companhia Energética do Maranhão (Cemar). O Iasc da empresa cresceu 43,32%, passando de 48,08, em 2008, para 68,91 em 2009. A concessionária atende cerca de 1,5 milhão de unidades consumidoras em 217 municípios maranhenses. Todas as distribuidoras do País concorreram neste grupo.

Prêmio Iasc Região Norte

A Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins (Celtins) foi a vencedora desta categoria com o índice de 63,37. O índice médio da região foi de 52,18. A distribuidora atende 395.4 mil unidades consumidoras 139 municípios de Tocantins. Concorrem nessa categoria oito empresas.

Prêmio Iasc Região Nordeste

A concessionária que obteve maior índice de satisfação na região Nordeste foi a Companhia Energética do Ceará (Coelce), com Iasc de 78,98. O índice médio regional foi de 66,89. A concessionária distribui energia elétrica para cerca de 2,6 milhões unidades consumidoras em 184 municípios do Ceará. A região Nordeste abrange 11 distribuidoras de energia.

Prêmio Iasc Região Centro-Oeste

(Acima de 30 mil unidades consumidoras)

A vencedora do prêmio Iasc na região Centro-Oeste foi a CEB Distribuição S/A, empresa responsável pelo atendimento de xx mil unidades consumidoras no Distrito Federal. O índice da empresa foi 70,33. O índice médio da região Centro-Oeste foi 64,25. O grupo é formado por quatro concessionárias que atendem unidades consumidoras na região.

Prêmio Iasc Região Sul

(Acima de 400 mil unidades consumidoras)

A empresa premiada nesta categoria foi Celesc Distribuição S/A (Celesc), com Iasc de 75,98. O índice médio regional foi de 71,27. A concessionária atende 2,2 milhões de unidades consumidoras em 260 municípios em Santa Catarina e um no Paraná. Esse grupo engloba cinco concessionárias que atendem mais de 400 mil unidades consumidoras na região Sul.

Prêmio Iasc Região Sudeste

(Acima de 400 mil unidades consumidoras)

A vencedora do Prêmio Iasc na Região Sudeste foi a Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A (Eletropaulo). A concessionária atende 5,8 milhões de unidades consumidoras em 24 municípios da região metropolitana de São Paulo. O Iasc da empresa ficou em 71,51. A média da Região nesta categoria foi de 67,54. Esse grupo engloba as nove concessionárias que atendem mais de 400 mil unidades consumidoras na Região.

Prêmio Iasc Regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste

(Até 30 mil unidades consumidoras)

A empresa Hidroelétrica Panambi S/A (Hidropan), a concessionária mais bem avaliada pelos consumidores em 2009, também levou o prêmio nesta categoria com índice de 84,46. A média do grupo foi 75,36. A empresa fornece energia para cerca de 14,2 mil unidades consumidoras nos municípios gaúchos Panambi e Condor. O grupo reúne as 12 distribuidoras dessas três regiões que atendem mercado de até 30 mil unidades consumidoras.

Prêmio Iasc Regiões Sul/Sudeste

(Acima de 30 mil e até 400 mil unidades consumidoras)

A vencedora deste grupo foi a distribuidora Companhia Luz e Força Mococa (CLFM), que atende 38,5 mil unidades consumidoras em um município em São Paulo (Mococa) e três municípios em Minas Gerais. A empresa obteve índice de 77,26. A média do grupo foi de 67,39. Este grupo abriga as 14 concessionárias com áreas de concessão localizadas nas duas regiões, e que atendem entre 30 mil e 400 mil unidades consumidoras.

A Correção do Fator de Potência em Redes com Harmônicas

A correção do fator de potência em redes com alto conteúdo harmônico, ou seja, com nível elevado deformações nas formas de onda da tensão e/ou corrente, apresenta uma complexidade maior em razão da possibilidade de interação entre os bancos de capacitores e as formas de onda harmônicas em um fenômeno denominado ressonância eletromagnética, o qual potencializa os surtos de corrente e de tensão no circuito. Como procuramos explicar em nossa última postagem, as formas de onda harmônicas apresentam freqüências múltiplas da freqüência fundamental e são resultado da presença das chamadas cargas não-lineares nas instalações. Porém, na prática, apenas uma única forma de onda distorcida é observada.

As cargas não-lineares são classificadas em três categorias de acordo com a natureza da deformação verificada, como segue:

a) Categoria 1 – Nesta categoria encontram-se os equipamentos com característica operativa de arcos voltaicos, tais como: fornos elétricos à arco, máquinas de solda, lâmpadas de descarga, entre outros. A natureza da deformação da forma de onda da corrente é resultado da não-linearidade do arco voltaico.

b) Categoria 2 - Nesta categoria encontram-se os equipamentos de núcleo magnético saturado, tais como: reatores e transformadores de núcleo saturados. A natureza da deformação da corrente é oriunda da não-linearidade do circuito magnético.

c) Categoria 3 - Nesta categoria encontram-se os equipamentos eletrônicos, tais como: inversores, retificadores, UPS, televisores, microondas, computadores e outros. A natureza da deformação da corrente é oriunda da não linearidade dos componentes eletrônicos.

A presença da distorção harmônica em uma instalação elétrica resulta no aparecimento de uma componente de 3ª dimensão provocada pela potência aparente necessária para sustentar a distorção da freqüência fundamental (60 Hz), alterando o triângulo de potências convencional. O fator de potência real deve, portanto, levar em consideração o ângulo entre a corrente e a tensão, os ângulos de defasagem de cada componente harmônica e a potência reativa necessária para produzi-las. Assim, o fator de potência real será sempre inferior ao fator de potência oriundo da simples relação dada pelo triângulo de potências bidimensional. As figuras abaixo apresentam cada uma das situações.

a) Triângulo de Potências Convencional

b) Paralepípedo de Potências

No triângulo de potências, o fator de potência considera apenas o ângulo de defasamento das formas de onda de tensão e corrente na freqüência fundamental e, em regime permanente senoidal, é compreendido como o percentual da potência disponibilizada pela concessionária (potência aparente) que é convertida em trabalho (potência ativa). No paralepípedo de potências, o fator de potência considera a taxa de distorção harmônica total (DHT), passando sua expressão a ser: FP = 1/[(1+DHT)^(1/2)] , sendo: DHT = [(G2^2+G3^2+...+Gn^2)^(1/2)]/G1, onde G é o valor eficaz de cada componente harmônica da tensão ou da corrente.

Entenda o que são harmônicos: uma explicação simplificada

A distribuição de energia elétrica através dos circuitos se dá, no Brasil, em corrente alternada à freqüência de 60 Hertz. A corrente é dita alternada porque ora os elétrons, pequenas partículas de carga negativa que orbitam em torno do núcleo dos átomos do elemento condutor, são impelidos a fluir, de um átomo a outro, em uma determinada direção e no instante seguinte na direção oposta. Complementarmente, a taxa de alternância do sentido do fluxo dos elétrons no meio condutor é denominada freqüência e quando se diz que esta é de 60 Hertz, ou seja, de 60 ciclos/segundo, significa que a corrente elétrica alterna sua direção 60 vezes a cada segundo.

Sabendo-se disto, pode-se representar graficamente este movimento dos elétrons através de uma função senoidal, onde a curva da tensão é dada pela diferença de potencial entre dois pontos distintos do meio condutor a cada instante e a curva da corrente é dada pela carga que atravessa uma seção transversal do meio condutor em cada instante e em cada direção do fluxo, como representado na figura abaixo:

O exemplo acima representa uma situação ideal, onde as formas de onda da tensão e da corrente não sofrem deformações em razão da utilização de equipamentos eletrônicos como conversores, inversores de freqüência, reatores eletrônicos e máquinas de solda. Nos casos reais, onde os equipamentos citados podem estar presentes, as formas de onda são distorcidas, passando a apresentar característica não-senoidal.

O teorema de Fourier estabelece que cada forma de onda não-senoidal pode ser decomposta em diversas formas de onda de característica senoidal, partindo-se de uma componente fundamental à freqüência de 60 Hertz e outras tantas componentes à freqüências múltiplas de 60 Hertz, que somadas resultam na forma de onda distorcida observada. A figura abaixo apresenta tal decomposição.

Recebem o nome de harmônicos as formas de onda de freqüência igual aos múltiplos da freqüência fundamental de 60 Hertz. A ordem harmônica de cada componente será o número do múltiplo da freqüência fundamental. Assim, a 3ª harmônica é a componente de freqüência igual a 180 Hertz e, dessa forma, sucessivamente. Quando a forma de onda distorcida é a da tensão, diz-se distorção harmônica de tensão e de forma similar ocorre quando a onda distorcida é a da corrente.

Altos níveis de distorção harmônica numa instalação elétrica podem causar problemas para as redes de distribuição das concessionárias e para a própria instalação, assim como para os equipamentos ali instalados. O aumento de tensão na rede causado pela distorção harmônica acelera a fadiga dos motores e as isolações de fios e cabos, o que pode ocasionar queimas, falhas e desligamentos. Adicionalmente, as harmônicas aumentam o valor médio quadrático da corrente elétrica verificada (devido à ressonância série), causando elevação nas temperaturas de operação de diversos equipamentos e diminuição de sua vida útil.

Onde e Como Corrigir o Baixo Fator de Potência

A forma mais econômica e racional de se obter a energia reativa necessária à adequada operação dos equipamentos elétricos presentes na unidade consumidora é a instalação de capacitores próximos a estes equipamentos. A instalação dos capacitores, porém, deve ser precedida de algumas medidas operacionais que levem à diminuição da necessidade de consumo da energia reativa pelas instalações, tais como: o desligamento de motores e outras cargas indutivas ociosas ou superdimensionadas.


A correção do fator de potência apresenta diversas vantagens técnicas, além da questão financeira relacionada às penalizações aplicadas pela concessionária, a saber: a melhoria do nível interno de tensão, com a redução da queda de tensão nos circuitos da unidade consumidora proporcionada pela eliminação ou redução da componente reativa da corrente elétrica, a liberação de capacidade do sistema elétrico interno para a alimentação de novas cargas sem a necessidade de investimentos em ampliações, a redução da possibilidade de falhas ou curto-circuitos em razão do sobreaquecimento de emendas e conexões, dentre outras.

Existem cinco maneiras diferentes de se implementar a correção do fator de potência na unidade consumidora, em termos de seu local de instalação:

a) Compensação individual de cargas: é efetuada instalando os capacitores junto ao equipamento cujo fator de potência se pretende melhorar. Do ponto de vista técnico, é a melhor solução, apresentando as seguintes vantagens:

• Redução das perdas elétricas em todo o sistema elétrico da instalação;

• Diminuição da carga nos circuitos de alimentação dos equipamentos;

• Melhora dos níveis internos de tensão de toda a instalação;

• Pode-se utilizar um sistema único de acionamento para a carga e o capacitor, economizando-se um equipamento de manobra;

• Gera energia reativa apenas onde é necessário.

b) Compensação por grupo de cargas: o banco de capacitores é instalado junto ao quadro de distribuição de forma a compensar um setor ou um conjunto de máquinas. Opção recomendada para a compensação de motores com potência nominal inferior a 10 CV. Como vantagem tem-se que a potência reativa necessária será menor que no caso da compensação individual e sua desvantagem reside no fato de não proporcionar uma diminuição da corrente elétrica nos circuitos de alimentação individual de cada equipamento compensado.

c) Compensação geral: o banco de capacitores é instalado na saída do transformador ou do quadro de distribuição geral, se a instalação for alimentada em baixa tensão. Como vantagem a este tipo de instalação tem-se que os capacitores instalados são mais utilizados, é um sistema de fácil supervisão que permite o controle automático e requer instalações adicionais relativamente simples. A principal desvantagem é não proporcionar um alívio sensível dos alimentadores de cada equipamento compensado.

d) Compensação na entrada da energia em média tensão: corrige o fator de potência visto pela concessionária, permanecendo internamente todos os inconvenientes citados pelo baixo fator de potência, sem mencionar no custo mais elevado em razão do nível tensão de operação do banco de capacitores.

e) Compensação mista: sob a ótica da “Conservação de Energia”, considerando os aspectos técnicos, práticos e financeiros, torna-se a melhor solução.

Por fim, para iniciar um projeto de correção do fator de potência, o profissional técnico habilitado deverá, inicialmente, interpretar e analisar os parâmetros elétricos das instalações através das medições efetuadas, no caso de empresas em operação, ou através dos parâmetros elétricos presumidos, quando ainda em fase de projeto. Deverá, ainda, ter em mãos e interpretar as especificações técnicas de todos os materiais que serão empregados na execução do projeto.

Mercado Livre: O que devo saber?

Recentemente, tenho sido procurado por algumas empresas interessadas em contratar o fornecimento de energia elétrica com outros agentes do setor elétrico, sempre com a promessa do vendedor de condições econômicas extremamente favoráveis para os seus negócios. Entretanto, na maior parte das vezes, as informações prestadas estão truncadas, ora pela incapacidade do cliente de compreender com clareza aquilo que lhe é dito, ora pela omissão do vendedor no detalhamento das reais condições inerentes ao negócio proposto. Em síntese, para um consumidor, existem apenas duas formas de contratar seu fornecimento de energia elétrica no âmbito do Mercado Livre. A primeira forma, como Consumidor Livre, requer que a unidade consumidora possua uma demanda contratada igual ou superior a 3000 kW e seja atendida em nível de tensão igual ou superior a 69 kV, para o caso das instalações energizadas antes de 7 de julho de 1995. Caso as instalações tenham sido energizadas após esta data, basta possuir uma demanda contratada de 3000 kW, tornando-se irrelevante o nível de tensão de fornecimento. A outra forma, como Consumidor Especial, requer que a unidade consumidora possua uma demanda contratada igual ou superior a 500 kW e contrate o fornecimento de energia elétrica de que necessita junto a um agente de geração que produza energia elétrica a partir de uma fonte alternativa* . Nesta segunda forma enquadram-se, ainda, o conjunto de unidades consumidoras que, pertencentes a uma mesma organização ou situadas em áreas adjacentes umas às outras, totalizar a demanda contratada de 500 kW, desde que contrate em bloco o fornecimento de energia elétrica com agente de geração a partir de fonte alternativa.

Em ambos os casos, o consumidor interessado deve estar ciente de que permanecerá sendo cliente da concessionária de distribuição ou transmissão local, devendo contratar junto a esta o transporte da energia na forma de um montante de uso do sistema de distribuição ou transmissão, ou seja, onde antes havia apenas um contrato de fornecimento de energia elétrica com a concessionária, agora haverá um contrato de compra e venda de energia entre o agente fornecedor e o consumidor e um contrato de uso do sistema de distribuição entre este último e a concessionária de distribuição ou transmissão local. A contratação do uso do sistema de distribuição obedece à mesma lógica da opção tarifária horo-sazonal Azul, com a contratação de um valor de demanda a ser utilizado no horário de ponta e outro valor para o horário fora de ponta. Apenas a faixa de tolerância para a ultrapassagem do valor contratado de demanda é diferente, sendo reduzido de 10% para 5% no caso das instalações atendidas em nível de tensão inferior a 69 kV. Já as regras tarifárias no caso do uso do sistema de transmissão são totalmente diferentes.

Um cuidado que o consumidor interessado no Mercado Livre deve ter é com as garantias e flexibilidades oferecidas pelo seu novo fornecedor de energia elétrica. É importante que essa energia possua lastro em capacidade de geração firme e que o agente gerador faça parte do Mecanismo de Relocação da Energia – MRE** . Também o nível de exposição ao risco e a possibilidade de sazonalização do contrato de energia devem ser avaliados com critério pelo interessado, pois, se antes o consumo era faturado pela concessionária com base no montante efetivamente medido nas instalações do consumidor, nos contratos de energia no âmbito do Mercado Livre o consumidor deverá estabelecer montantes fixos mensais de consumo que se não realizados ou se ultrapassados gerarão perdas financeiras ou penalidades contratuais. Por outro lado, o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE sofre variações que vão de um valor base de R$ 16,31/ MWh, nos meses em que não há despacho de geração termelétrica pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, a R$ 633,37/ MWh, no período em que for despachada a usina termelétrica mais cara do Sistema Interligado Nacional – SIN. Nestes momentos, estar com as suas necessidades de consumo contratadas aquém do necessário torna-se um sério risco de inviabilidade econômica para a organização.

A contratação do fornecimento de energia elétrica no âmbito do Mercado Livre requer, ainda, que o interessado possua cadastro de agente junto à CCEE e arque com os custos adicionais de adequação do seu sistema de medição ao padrão requerido. Recomenda-se, também, que o consumidor livre ou especial treine ou contrate um técnico com experiência e conhecimento nas regras do Mercado Livre para monitorar e planejar as suas necessidades e prestar as informações e esclarecimentos necessários às entidades de regulação e controle do setor. Mesmo nesta hipótese, o consumidor não ficará livre de contratar um agente comercializador para operacionalizar suas tratativas no Mercado Livre.

Por fim, caso o consumidor não deseje surpresas acerca do cumprimento das cláusulas contratuais acordadas com seu novo fornecedor de energia elétrica no Mercado Livre, é de bom alvitre que busque contratar suas necessidades com empresas pertencentes a grandes grupos com história no setor elétrico e, preferencialmente, com atuação nos segmentos de geração e de distribuição de energia elétrica.

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* São classificadas como fontes alternativas: a geração termelétrica a partir de biomassa, a geração eólica, solar e hidrelétrica quando a potência instalada do empreendimento for igual ou inferior a 30 MW.

** O MRE fornece a garantia da entrega da energia elétrica contratada ao consumidor na hipótese da paralisação da geração do agente contratado, uma vez que outro agente estará cobrindo a deficiência de geração do agente contratado.