1. Contexto setorial
O setor elétrico brasileiro passou por profundas transformações ao longo das últimas décadas. Antes de 1995, empresas de energia integradas verticalmente, em sua maioria controladas pelo Estado, caracterizavam o setor. O mercado lutou para acompanhar o aumento da demanda por energia elétrica, que se agravou durante os anos 1990. Essa situação acabou levando a duas ondas de reformas setoriais, nos anos 1990 e em 2004. As reformas visavam aumentar o fornecimento e a acessibilidade dos preços da energia elétrica, promovendo o investimento privado e a concorrência, além de criar incentivos à eficiência.
Primeira onda de reformas: década de 1990
O governo implementou uma série de reformas para abrir o mercado brasileiro de energia elétrica à concorrência e aumentar o investimento privado nos anos 1990, inspirado por reformas em muitos países europeus, como o Reino Unido. Consequentemente, a maior entidade estatal do mercado, Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras), foi dividida em 6 holdings e 14 empresas de geração e transmissão (Vagliasindi and Besant-Jones, 2013[1]) e muitas empresas estatais passaram para mãos privadas (OECD, 2008[2]). Grandes consumidores (com capacidade acima de 10 MW) obtiveram o direito de contratar sua própria energia elétrica através do mercado atacadista. O marco legal criou um regime de acesso a terceiros, concedendo aos produtores independentes de energia elétrica (PIE) acesso às redes de transmissão e distribuição (Lei Nº 9.074, de 7 de Julho de 1995, 1995[3]) Por fim, as reformas dos anos 1990 resultaram numa estrutura tarifária para as empresas de distribuição baseada no custo necessário para operar, dadas as circunstâncias da empresa (número de consumidores, tamanho da rede, etc.) (Lei nº 8.631, de 4 de Março de 1993, 1993[4]). Antes das reformas dos anos 1990, a tarifa aplicável ao consumo de energia elétrica era uniforme em todo o país, ao passo que o retorno para as empresas era fixo, dando pouco incentivo às empresas para operar com eficiência.
As reformas vieram com uma nova estrutura de supervisão, que incluiu a criação da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. A ANEEL regula a geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica em todo o Brasil (Lei Nº 9.427, de 26 de Dezembro de 1996., 1996[5]). Um novo comitê, o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, foi criado para assessorar o Presidente da República Federativa do Brasil em matéria de política energética ( (Lei nº 9.478, de 6 de Agosto de 1997, 1997[6]). O CNPE inclui representantes do Ministério de Minas e Energia – MME, que o preside, bem como uma série de outros ministérios1 e representantes dos estados e do Distrito Federal, da sociedade civil e das universidades. Em paralelo, novas leis de 1998 e 2002 criaram o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e o Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE (Lei nº 9.648, de 27 de Maio de 1998, 1998[7]) (Lei nº 10.848, de 15 de Março de 2004., 2004[8])2.
Crise energética de 2001
A primeira onda de reformas não conseguiu evitar uma crise energética em 2001. Embora a capacidade de geração instalada tenha aumentado em 28% durante os anos 1990, a demanda cresceu 45% no mesmo período, em parte devido ao fato de que o investimento privado no setor não decolou como esperado. A regulação ineficiente dos preços foi um dos motivos, e as empresas de geração alegaram que o teto regulatório de preços não permitia que elas recuperassem o custo da nova capacidade de geração (OECD, 2008[2]). Além disso, o novo mercado atacadista levou a muitas controvérsias em torno dos contratos entre compradores e vendedores de energia elétrica. O MAE foi incapaz de arbitrar com sucesso as controvérsias contratuais, em parte porque as muitas partes interessadas envolvidas não conseguiram chegar a um acordo sobre as regras do mercado. Isso levou a uma perda de credibilidade no funcionamento do mercado (Melo, Neves and Da Costa, 2009[9]).
Sem sucesso em atrair investimentos significativos na geração termelétrica, a maioria dos novos investimentos ainda estava na geração hidrelétrica3. A alta participação da geração hidrelétrica no Brasil torna o fornecimento de energia elétrica vulnerável a períodos de estiagem. No ano anterior à crise energética, os preços no atacado aumentaram a níveis sem precedentes, pois um período de estiagem levou a uma redução dos níveis de água das represas. O governo lançou um programa para estimular o investimento em usinas a gás, mas os investidores estavam relutantes em participar. Isso se deu em parte devido ao alto preço do gás cobrado pela Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), a empresa estatal de petróleo e gás, e em parte devido à preocupação com a estabilidade do regime regulatório e das políticas governamentais. Para combater a falta de energia elétrica, o governo criou uma comissão especial, a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – CGE, com poderes especiais para implementar um pacote de medidas para diminuir o consumo de energia elétrica. As medidas incluíram metas obrigatórias de economia de energia para todas as classes de consumidores e uma campanha de conscientização da população. Os consumidores que não atingissem suas metas enfrentavam interrupções de fornecimento, além de tarifas mais altas. Os consumidores que reduzissem seu consumo além da sua meta recebiam um bônus (IEA, 2005[10]). Embora o governo tenha sido capaz de administrar a crise reduzindo drasticamente o consumo de energia elétrica em 20% na maior parte do país (Vagliasindi and Besant-Jones, 2013[1]), o sistema elétrico precisava de mais reformas.
A crise energética de 2001 trouxe de volta à agenda política a eficiência e a gestão da energia, bem como a necessidade de um órgão que pudesse fornecer um planejamento estratégico. Além disso, problemas de governança, mais especificamente no MAE, estavam impedindo o bom funcionamento do mercado de energia elétrica. Faltava na nova estrutura de mercado uma orientação clara e um planejamento estratégico, algo que estava a cargo do MME antes das reformas dos anos 1990 (OECD, 2008[2]).
Segunda onda de reformas: 2004
Em 2004, o governo brasileiro adotou uma nova legislação reestruturando o mercado de energia elétrica (Lei nº 10.848, de 15 de Março de 2004., 2004[8]). A reforma visava aumentar a segurança do fornecimento no mercado de energia elétrica, atraindo investimentos a baixo custo, e manter as tarifas para os consumidores a um nível razoável (OECD, 2008[2]). Isso deveria ser alcançado através de vários objetivos:
A privatização de empresas estatais estagnou, pois o objetivo não era mais a privatização de todas as empresas (Vagliasindi and Besant-Jones, 2013[1]). O “novo modelo” dividiu consumidores entre um mercado regulado e um mercado competitivo com base no seu nível de consumo. A maioria dos consumidores permaneceu cativa e sujeita a um Ambiente de Contratação Regulada – ACR, suprido por empresas de distribuição que devem contratar a energia elétrica necessária com empresas de geração através de leilões. (ver Quadro 1.1). A concorrência é possível no Ambiente de Contratação Livre – ACL para consumidores com carga acima de 2 MW4 (principalmente grandes consumidores industriais ou comerciais)5, que podem contratar sua energia elétrica diretamente com empresas de geração e através dos leilões de geração, transmissão e distribuição. Por fim, uma nova entidade, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, absorveu o MAE, ficando responsável como gerente de mercado pelos acordos entre os ambientes de contratação livre e regulada, bem como por certos aspectos práticos dos leilões. A ANEEL supervisiona as operações da CCEE e do ONS, que são empresas privadas sem fins lucrativos. A ANEEL aprova o orçamento do ONS, que é financiado principalmente através de um encargo incluído na tarifa de transmissão, enquanto a CCEE é custeada por seus membros6 (ANEEL, 2016[11]); (Lei nº 10.848, de 15 de Março de 2004., 2004[8]).
Os leilões para geração de energia elétrica são um elemento essencial da estrutura de mercado brasileiro. A ANEEL organiza esses leilões anuais mediante solicitação do MME. Existem leilões em três categorias: energia proveniente de novas usinas, energia proveniente de usinas existentes e energia proveniente de fontes renováveis. A geração de energia nuclear fica fora dos leilões, pois esta atividade não pode ser delegada a empresas privadas. Como parte do processo de leilão, as empresas de distribuição (que também atuam como fornecedores para consumidores cativos) precisam contratar sua demanda estimada para os próximos três a cinco anos. Essas estimativas fornecem subsídios para o MME e a EPE em seu planejamento da capacidade de fornecimento necessária. Os investidores fazem ofertas para fornecer a capacidade. Aqueles que oferecem a menor tarifa para sua energia ganham as concessões e a duração das concessões dependem do tipo de energia elétrica produzida (as concessões hidrelétricas duram mais do que as concessões termelétricas). A ANEEL e a CCEE podem promover leilões de ajuste para a energia elétrica a ser fornecida no ano seguinte. Tanto empresas nacionais quanto internacionais podem participar dos leilões. Entretanto, as empresas estrangeiras devem designar um representante local e precisam criar uma Sociedade de Propósito Específico para qualquer concessão obtida.
O valor que os compradores pagam pela energia elétrica é igual à média dos custos totais de geração do ambiente de contratação regulada e, portanto, é o mesmo em todas as empresas de distribuição. Além disso, como as empresas de distribuição contratam a demanda projetada antecipadamente em contratos de longo prazo, isso acaba reduzindo o risco para as empresas de geração. O Ambiente de Contratação Livre oferece uma função de compensação do mercado, pois quando a energia elétrica contratada pelas empresas de distribuição excede a demanda, elas podem vender o excesso de energia no ambiente de contratação livre. Do mesmo modo, se a demanda realizada exceder o nível que as empresas contrataram, elas podem comprar no ambiente de contratação livre.
O fato de uma empresa de geração precisar ou não de uma concessão, autorização ou registro para construir e operar instalações de geração depende da capacidade e da natureza da instalação, bem como se ela está ativa no ambiente de contratação livre ou regulada. A geração hidrelétrica e termelétrica com capacidade acima de 50 000 kW destinados ao ambiente de contratação regulada é feita através de concessões. Os Produtores Independentes de Energia Elétrica (PIE) que vendem sua energia exclusivamente no ambiente de contratação livre, ou a utilizam para consumo próprio, são titulares de uma autorização. Os autoprodutores que geram energia a partir de qualquer fonte podem solicitar uma autorização de autogeração à ANEEL. Para os geradores de energia hidrelétrica existe uma série de outras exigências, mais especificamente a exigência de um estudo de inventário dos potenciais hidráulicos. Os geradores com uma capacidade instalada inferior a 5 000 kW não necessitam de concessão ou autorização, mas apenas de um registro junto à ANEEL.
Paralelamente aos leilões de geração de energia elétrica, as obras em linhas de transmissão são outorgadas tanto através de autorizações quanto de leilões. Para linhas de transmissão existentes, a ONS elabora planos de manutenção e melhoria, em colaboração com o MME e a EPE. A ANEEL autoriza as concessionárias existentes a executar esses projetos, concedendo a eles receitas adicionais para tal. Para novas linhas de transmissão, a EPE projeta as novas linhas necessárias. Após a aprovação dessas novas linhas de transmissão pelo MME, a ANEEL organiza um processo licitatório. O licitante com a proposta de menor valor ganha a concessão, ficando encarregado de desenvolver, operar e manter o projeto por um período de 30 anos.
A distribuição de energia elétrica é um serviço público, conforme definido na Constituição, sendo, portanto, de responsabilidade do governo brasileiro. Entretanto, o Poder Executivo pode outorgar concessões a entes privados por um período de 30 anos, através de um processo de leilão. Atualmente, existem 53 concessões de distribuição, das quais dez estão sob o controle estatal (estadual ou municipal). Como no caso das concessões de geração e transmissão, as concessionárias podem ser estrangeiras desde que criem uma Sociedade de Propósito Específico para a execução de suas tarefas.
Fonte: (OECD, 2008[2]), OECD Reviews of Regulatory Reform: Brazil 2008: Strengthening Governance for Growth, https://dx.doi.org/10.1787/9789264042940-en; Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995 (1995), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9074compilada.htm.
De acordo com a legislação de 2004, a política energética é definida pelo Presidente do Brasil, assessorado pelo CNPE. O marco constitui um novo órgão central de planejamento, a Empresa de Pesquisa Energética – EPE, preenchendo um vácuo após as primeiras ondas de reformas. A EPE é um órgão subordinado ao MME e elabora a estratégia para o setor energético, bem como seus objetivos de longo prazo. Para isso, o órgão analisa a evolução de longo prazo da demanda futura e formula estudos estratégicos para horizontes de 10 e 25 anos. Posteriormente, o MME utiliza esse subsídio para construir uma carteira de energia, na qual determina a participação na geração total das diferentes fontes de energia. O objetivo é encontrar uma mistura “desejável” de fontes de energia, com um equilíbrio entre diferentes tecnologias e entre custo e segurança energética. A EPE elabora uma lista de possíveis projetos, que precisam da aprovação do MME e do CNPE. Os projetos habilitados farão parte dos leilões para a geração de energia elétrica (OECD, 2008[2]). Paralelamente ao planejamento de longo prazo da EPE, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE monitora e avalia a segurança do fornecimento no mercado de energia elétrica. O CMSE é composto por representantes do MME, da ANEEL, da CCEE, da EPE, do ONS e da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, combinando assim os conhecimentos e insights de muitas instituições importantes no mercado.
Evolução desde 2004
Embora as reformas de 2004 tenham lançado as bases do mercado tal como está estruturado hoje, o mercado de energia elétrica ainda está sujeito a um processo contínuo de reforma. Muitas novas leis e decretos desde 2004 destacam isso, bem como considerações para novas reformas. As mudanças na legislação incluem ajustes nas regras para concessões, prorrogações de concessões existentes, a regulamentação da CDE e uma redução nos subsídios para famílias de baixa renda7 (ver Quadro 1.2). Além disso, o Presidente do Brasil criou o Programa de Parcerias de Investimentos – PPI em 2016 (Lei nº 13.334, de 13 de Setembro de 2016., 2016[14]), dando um novo impulso à privatização e ao investimento privado em infraestrutura. Segundo consta do site do programa, o programa visa expandir e acelerar a transferência entre o Estado e o setor privado. O Presidente pode designar projetos para o programa no setor energético, bem como outras infraestruturas, como portos e aeroportos. Após serem designados, os projetos são leiloados pela ANEEL. O programa resultou numa série de privatizações de projetos de geração, transmissão e distribuição desde 20168.
Olhando para frente, uma série de discussões e acontecimentos pode afetar a estrutura de mercado no futuro. Isso inclui três grandes acontecimentos:
Uma portaria do MME visa permitir gradualmente, com o tempo, que mais consumidores escolham seu próprio fornecedor. Na situação atual, somente grandes consumidores com capacidade acima de 2 MW podem escolher seu próprio fornecedor, enquanto os consumidores menores “cativos” têm que comprar sua energia diretamente da sua empresa de distribuição. A partir de 1º de janeiro de 2023, todos os consumidores com capacidade igual ou superior a 500 kW devem poder escolher seu próprio fornecedor. A fim de permitir a abertura para os consumidores abaixo desse limite, e assim abrir o mercado para todos os consumidores independentemente da sua capacidade, a ANEEL, juntamente com a CCEE, foi designada para conduzir um estudo sobre as medidas regulatórias necessárias (Portaria nº 465, de 12 de Dezembro de 2019., 2019[13]).
No dia 5 de novembro de 2019, o Presidente Bolsonaro assinou um projeto de lei com a intenção de privatizar a Eletrobras, a maior empresa de energia elétrica do Brasil controlada pelo Estado, até 2020. Dada a posição dominante da Eletrobras no setor elétrico, com amplas atividades na geração e transmissão, uma privatização poderia ter um impacto significativo no mercado elétrico brasileiro. Junto com a privatização, o projeto de lei poria fim à “golden share” detida pelo governo federal brasileiro, o que limitaria sua influência sobre a empresa.
O MME criou um grupo de trabalho para promover a modernização do setor elétrico. Um dos objetivos da modernização é melhorar os mecanismos de preços no mercado atacadista. Embora o atual sistema esteja baseado em preços semanais, a consulta pública mostrou uma necessidade de preços mais granulares (MME, 2019[15]). Sinais de preços mais granulares podem melhorar o grau de adequação com que os preços refletem a escassez de energia elétrica, cada vez mais importante no contexto de uma maior penetração de fontes renováveis mais voláteis no sistema elétrico. Outros temas dentro do esforço de modernização são i) formas de melhorar o ambiente de mercado e viabilizar a expansão do setor, ii) racionalização de encargos, iii) um mecanismo de realocação de energia, iv) a alocação de custos e riscos, v) a inserção de novas tecnologias no sistema e vi) a sustentabilidade dos serviços de distribuição (Portaria nº 187, de 4 de Abril de 2019, 2019[16]).
Em novembro de 2003, o governo brasileiro lançou um ambicioso programa para dar acesso universal à energia elétrica a todos os brasileiros. O programa denominado “Luz para Todos” tinha como objetivo levar energia elétrica aos brasileiros que não tinham acesso à rede em 2003, dos quais cerca de dez milhões viviam em áreas rurais. O programa é uma extensão do programa “Luz no Campo”. O programa pretende levar energia elétrica para as famílias principalmente através de fontes renováveis de energia, tais como energia solar e fontes de biomassa, já que o governo viu essa opção como a mais eficiente para conectar os consumidores em áreas pouco povoadas, tais como o território amazônico.
O MME coordena o programa e é financiado por duas fontes principais. A primeira é a Reserva Global de Reversão – RGR, que concede empréstimos e arrecada seu financiamento através de taxas de concessão e multas das empresas de distribuição. A segunda fonte é a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, que fornece subsídios. A própria CDE é financiada principalmente através das tarifas que os consumidores pagam pela energia elétrica e o orçamento do fundo é administrado pela CCEE e aprovado pela ANEEL. Outras fontes de financiamento para o programa “Luz para Todos” vêm de estados e municípios, bem como das empresas de distribuição.
O governo pretendia inicialmente fornecer energia elétrica a dez milhões de brasileiros, conforme identificado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, até 2008. Entretanto, ao longo da execução do programa, mais famílias foram identificadas e acrescentadas ao programa, na maioria das vezes em áreas de difícil acesso. Consequentemente, tanto o escopo quanto o cronograma do programa foram alterados e atualmente o programa deve durar até 2022 (conforme determinado pelo Decreto nº 9.357/2018). De acordo com o MME, o programa conectou 3.405.169 residências, ou cerca de 16.2 milhões de pessoas, até abril de 2018.
As famílias rurais e de baixa renda também podem receber um subsídio sobre suas tarifas de energia elétrica, financiado através da CDE1. Além disso, em resposta à pandemia da COVID-19, as famílias de baixa renda com um consumo abaixo de 220 kW receberam um desconto de 100% nos meses de abril a junho de 2020. A ANEEL aprovará os recursos que o fundo transferirá para as empresas de distribuição, a fim de compensar as famílias através de tarifas reduzidas. Com o Decreto nº 9.642/2018, o desconto em subsídios para consumidores rurais, cooperativas de distribuição rural e serviços públicos de água, esgoto, saneamento e irrigação diminuirá gradualmente ao longo do tempo, a uma taxa de 20% ao ano a partir de 1º de janeiro de 2019.
← 1. Paralelamente aos subsídios para famílias rurais e de baixa renda, a CDE também fornece subsídios para irrigação e aquicultura, saneamento básico e para os consumidores e produtores de fontes incentivadas, entre outros.
Fonte: AIE (2017), Luz para Todos (Light for All) Electrification Programme, https://prod.iea.org/policies/4659-luz-para-todos-light-for-all-electrification-programme (acesso em 14 de abril de 2020); MME (s.d.), O Programa, https://www.mme.gov.br/luzparatodos/Asp/o_programa.asp (acesso em 30 de abril de 2020); Lei nº 12.212, de 20 de janeiro de 2010 (2010), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2007-2010/2010/lei/l12212.htm; Decreto nº 9.357, de 27 de abril de 2018. (2018). Presidência da República. http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2015-2018/2018/Decreto/D9357.htm; Decreto nº 9.357, de 27 de Abril de 2018 (2018), Presidência da República http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2015-2018/2018/Decreto/D9357.htm.
A principal rede de transmissão do Brasil, o Sistema Interligado Nacional – SIN, é composta por quatro subsistemas interligados (Norte, Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste, Sul). Juntos, eles formam um dos maiores subsistemas interligados do mundo. A rede brasileira tem interligações com o vizinho Paraguai (através do projeto Itaipu Binacional), bem como com o Uruguai, a Argentina e a Venezuela. O Operador do Nacional do Sistema Elétrico (ONS) espera que a rede cresça de 142 000 km em 2019 para 182 000 km de linhas de transmissão até 2024 (ver Figura 1.1). O ONS prevê uma extensão da rede em direção ao Noroeste do Brasil, uma região bem menos interligada, conectando à rede cidades como Boa Vista, além de melhorar a rede existente em outras partes do país. Além da rede nacional, existem 235 Sistemas Isolados que não estão interligados ao SIN (ONS, n.d.[17]). Essas redes isoladas estão localizadas principalmente na região amazônica no noroeste do país, bem como em várias ilhas brasileiras, e atendem a uma base de consumidores relativamente pequena.
Embora as reformas de mercado tenham ordenado a separação das empresas verticalmente integradas em empresas distintas9, as empresas de distribuição ainda desempenham o papel de fornecedor de energia elétrica para a maioria dos consumidores que está sujeita ao ambiente de contratação regulada. Além disso, as empresas de geração, transmissão e distribuição precisam dedicar uma porcentagem mínima de sua renda a projetos de pesquisa e desenvolvimento (Lei n. 9.991, de 24 de Julho de 2000., 2000[18]).
Uma mudança significativa no sistema de remuneração resultou da Lei nº 12.783/2013 (Lei nº 12.783, de 11 de Janeiro de 2013., 2013[19]). A lei previa a opção para os titulares de concessões prestes a vencer de prorrogar suas concessões por um período de até 30 anos, contrariando um sistema de remuneração criado pela ANEEL10. Para empresas de distribuição e empresas de transmissão com concessões prorrogadas, a remuneração é baseada em estimativas de despesas operacionais eficientes usando métodos DEA (Lopes et al., 2020[20]) (Costa, Lopes and de Pinho Matos, 2015[21]). As concessões de geração hidrelétrica prorrogadas sujeitas ao regime de cotas são remuneradas com base em tarifas e cotas de garantia física de energia elétrica às empresas de distribuição, conforme definido pela ANEEL (Lei nº 12.783, de 11 de Janeiro de 2013., 2013[19])11. Entretanto, o risco hidrológico, que tem sido objeto frequente de disputas judiciais12, foi transferido para as empresas de distribuição no caso de concessões prorrogadas, o que significa que as empresas de distribuição têm que cobrir os custos de compras extras de energia elétrica caso a quantidade de energia hidrelétrica gerada estar abaixo da garantia física.
Observação: a figura representa a situação atual do Sistema Integrado Nacional do Brasil, bem como a expansão futura projetada até 2024 (linhas pontilhadas).
Fonte: ONS (s.d.), Mapas, http://www.ons.org.br/paginas/sobre-o-sin/mapas (acesso em 14 de abril 2020).
Tradicionalmente, as Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras) e a Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) dominaram o setor de energia no Brasil. Antes da primeira onda de reformas setoriais nos anos 1990, a Eletrobras era o ator dominante no setor elétrico, atuando na geração, transmissão, distribuição e fornecimento. Com o passar do tempo, a Eletrobras foi obrigada a separar suas empresas verticalmente integradas e sua participação no mercado diminuiu devido a privatizações e novas concessões de geração e transmissão outorgadas a outras empresas. Ainda assim, a empresa possui quatro das cinco maiores empresas de transmissão e geração, e continua sendo a maior empresa de energia elétrica do país. O papel da Eletrobras na execução de uma série de programas governamentais destaca ainda mais seu status no setor elétrico brasileiro. A Eletrobras gerencia o programa “Luz para Todos”, levando energia elétrica a milhões de lares brasileiros, sob a coordenação do MME. Além disso, quando a privatização de seis empresas de distribuição fracassou devido a seu fraco desempenho, a Eletrobras assumiu o controle dessas empresas em 1997, sendo posteriormente privatizadas em 2018 (The World Bank, 2019[22]). Até 30 de abril de 2017, geriu também o orçamento e as operações da CDE e da RGR, bem como uma Conta de Consumo de Combustível – CCC para subsidiar a geração de energia termelétrica. A partir de maio de 2017, a CCEE assumiu essas operações (conforme determinou o Decreto nº 9.022/2017).
A Petrobras é a empresa estatal brasileira de petróleo e gás, e a maior empresa do Brasil em termos de receita.1 Até as reformas de 1997 (Lei nº 9.478/1997), que abriram o mercado para a concorrência, ela desfrutava de um monopólio no mercado de petróleo e gás. Desde então, outras empresas ingressaram no mercado, mas a Petrobras mantém sua posição dominante. Além da sua posição dominante em todo o setor de gás, a empresa também atua na geração de energia elétrica e é dona do sexto maior produtor de energia elétrica.
← 1. Segundo a lista da Global Fortune 500.
Fonte: AIE (2017), Luz para Todos (Light for All) Electrification Programme, https://prod.iea.org/policies/4659-luz-para-todos-light-for-all-electrification-programme (acesso em 14 de abril de 2020); Vagliasindi, M. and J. Besant-Jones (2013), Power Market Structure, https://doi.org/10.1596/978-0-8213-9556-1; Banco Mundial (2019), Improving Performance of Electricity Distribution in Brazil, https://www.worldbank.org/en/results/2019/04/24/improving-performance-of-electricity-distribution-in-brazil (acesso em 14 de abril de 2020); Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997 (1997), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9478.htm; Decreto nº 9.022, de 31 de março de 2017 (2017), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2015-2018/2017/Decreto/D9022.htm.
Geração de energia elétrica
A geração de energia elétrica no Brasil está lentamente se transformando de um sistema dominado pela energia hidrelétrica para um sistema mais misto, devido ao surgimento de outros tipos de fontes de energia, tais como gás natural e fontes de energia renováveis13 (eólica, biocombustíveis e solar). A geração hidrelétrica (em TWh) cresceu 88% no período 1990-2018, enquanto a geração total cresceu 170% no mesmo período, o que explica o decréscimo do domínio da energia hidrelétrica (ver Figura 1.2). Embora 93% da geração total de energia elétrica fosse proveniente de usinas hidrelétricas em 1990, esse percentual diminuiu para 65% em 2018 (IEA, 2020[23]). Em termos do fornecimento total de energia primária, as fontes renováveis14 representaram 45% do fornecimento total de energia em 2018 (ver Figura 1.3), o que coloca o Brasil entre os países com menor consumo de carbono no mundo (IEA, 2020[24])15.
Observação: classificação de acordo com o World Energy Statistics da AIE. Petróleo inclui “óleo combustível”, “gases de refinaria”, “gás/óleo diesel exceto biocombustíveis” e “outros derivados do petróleo”. Carvão inclui “carvão sub-betuminoso”, “outro carvão betuminoso”, “linhito”, “hulha”, “gás de coqueria”, “gás de alto forno” e “outros gases recuperados”. Outros incluem “calor de fontes químicas”.
Fonte: AIE (2020), “World energy statistics”, IEA World Energy Statistics and Balances, https://doi.org/10.1787/data-00510-en.
Olhando para o futuro, o operador do sistema de transmissão prevê que a participação da energia hidrelétrica na geração total será de 62% (em TWh16) em 2024 (ONS, n.d.[25]). A AIE prevê um menor crescimento da capacidade hidrelétrica devido à falta de projetos hidrelétricos de larga escala. A energia hidrelétrica enfrenta um aumento dos custos de investimento, já que a maioria dos locais economicamente viáveis restantes são limitados e as preocupações com o impacto ambiental vêm aumentando (IEA, 2019[26]). O aumento de fontes de energia como a eólica e a solar, distribuídas desigualmente pelo país17, pode criar um sistema energético mais volátil conforme diminui a capacidade de armazenamento no sistema. Entretanto, a estabilidade do sistema poderia melhorar devido ao aumento de outras fontes de geração, tais como o gás, bem como possíveis reformas do mercado. Com base no Plano da Operação Energética 2019-2023 do ONS, a capacidade total de geração na rede nacional de transmissão aumentará de 163 GW em abril de 2019 para 178 GW em dezembro de 2023, um aumento de 9.3% (ou 1.9% ao ano)18. O ONS espera que a energia hidrelétrica cresça 4.5% durante o mesmo período, enquanto a produção de energia a gás crescerá 40%. Segundo o ONS, o papel das fontes de energia relativamente flexíveis, tais como gás, GNL e carvão, será crucial em futuros leilões.
Observação: classificação de acordo com o Extended World Energy Balances da AIE. Petróleo inclui “petróleo bruto”, “líquidos de gás natural”, “gases liquefeitos de petróleo (GLP)”, “gasolina de motor exceto biocombustíveis”, “gasolina de aviação”, “querosene de aviação exceto biocombustíveis”, “outra querosene”, “gás/óleo diesel exceto biocombustíveis”, “óleo combustível”, “nafta”, “lubrificantes”, “betume”, “coque de petróleo” e “outros derivados de petróleo”. Biocombustíveis e resíduos incluem “biocombustíveis sólidos primários”, “biogases”, “biogasolina”, “biodiesels”, “outros biocombustíveis líquidos” e “carvão vegetal”. O carvão inclui “carvão de coque”, “outro carvão betuminoso”, “carvão sub-betuminoso”, “linhito”, “coque de forno de coque” e “hulha”. Eólica, solar, etc. incluem “solar fotovoltaica”, “termossolar” e “eólica”.
Fonte: AIE (2020), IEA World Energy Statistics and Balances, https://doi.org/10.1787/enestats-data-en (acesso em 4 de maio de 2020).
Consumo de energia
A Tabela 1.3 resume o consumo de energia elétrica pelas diferentes classes de consumidores no Brasil em 2019. Segundo o Plano da Operação Energética do ONS, a demanda total de capacidade no sistema aumentará de 68 733 MW em 2019 para 79 822 MW em 2023, ou 3.8% ao ano. Para 2019, a EPE informa que 66% do consumo total veio do ambiente de contratação regulada (ACR), enquanto os outros 34% vieram do ambiente de contratação livre19.
Observação: os valores se referem aos preços médios anuais publicados pela ANEEL para consumidores residenciais. Os preços são calculados dividindo a receita total pelas vendas de energia elétrica aos consumidores residenciais, incluindo todos os impostos.
Fonte: AIE (2020), IEA Energy Prices, 2020 edition (acesso em 17 de junho de 2020).
Para 2010, o Banco Mundial estimou em 4.91% a participação da energia elétrica nas despesas totais de uma família média (The World Bank, 2020[27]). A tarifa residencial média (incluindo todos os impostos) aumentou de BRL 310 em 2003 para BRL 771 em 2019, o que representa um aumento anual de 5.9%, em média (ver Figura 1.4). Esse aumento é ligeiramente maior que a inflação anual no Brasil no período 2003-2019, que foi de 5.6%20.
Colocadas em perspectiva internacional, as tarifas residenciais no Brasil (para 2018) estão situadas no extremo superior do espectro, bem mais altas do que as de outros países latino-americanos (México e Argentina) e países que têm a energia hidrelétrica como sua principal fonte de energia elétrica (como o Canadá), como pode ser visto na Figura 1.5.
Observação: a série Dólar (PPP)/MWh é calculada utilizando taxas de câmbio ajustadas pela paridade do poder de compra para levar em conta as diferenças de poder de compra entre países.
Fonte: AIE (2020), IEA Energy Prices, 2020 edition (acesso em 17 de junho de 2020).
O acesso à energia elétrica no Brasil é generalizado, em parte devido à iniciativa “Luz para Todos” do governo brasileiro, que promove ligações elétricas para famílias que não tinham acesso à rede anteriormente (ver Quadro 1.2). Para 2018, a AIE calcula que 99.8% da população brasileira tinha acesso à energia elétrica, percentual superior à média regional da América Latina (96.7%) (IEA, 2019[26]). Por fim, a ANEEL publica informações sobre a confiabilidade da rede elétrica em seu site. Com base nas informações fornecidas pelas empresas de distribuição, o consumidor brasileiro enfrentou uma média de 6.63 interrupções em 2019, resultando numa média de 12.77 horas sem energia elétrica21. Esses valores mostram uma diminuição significativa ao longo do tempo, uma vez que os consumidores ainda enfrentaram uma média de 11.31 interrupções em 2010, resultando numa média de 18.42 horas sem energia elétrica (ANEEL, n.d.[28]).
Referências
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[28] ANEEL (n.d.), Indicadores Coletivos de Continuidade (DEC e FEC), https://www.aneel.gov.br/indicadores-coletivos-de-continuidade (accessed on 15 June 2020).
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[8] Lei nº 10.848, de 15 de Março de 2004. (2004), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2004-2006/2004/Lei/L10.848.htm (accessed on 7 July 2020).
[19] Lei nº 12.783, de 11 de Janeiro de 2013. (2013), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2011-2014/2013/Lei/L12783.htm (accessed on 15 June 2020).
[14] Lei nº 13.334, de 13 de Setembro de 2016. (2016), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2015-2018/2016/Lei/L13334.htm (accessed on 7 July 2020).
[4] Lei nº 8.631, de 4 de Março de 1993 (1993), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L8631.htm (accessed on 7 July 2020).
[3] Lei Nº 9.074, de 7 de Julho de 1995 (1995), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9074compilada.htm (accessed on 10 June 2020).
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[6] Lei nº 9.478, de 6 de Agosto de 1997 (1997), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9478.htm (accessed on 7 July 2020).
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[20] Lopes, A. et al. (2020), “The Evolution of the Benchmarking Methodology Data Envelopment Analysis - DEA in the Cost Regulation of the Brazilian Electric Power Transmission Sector: a critical look at the renewal of concessions”, Gestão & Produção, Vol. 27/1, https://doi.org/10.1590/0104-530x3940-20.
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[16] Portaria nº 187, de 4 de Abril de 2019 (2019), DIÁRIO OFICIAL DA UNIÃO, http://www.in.gov.br/materia/-/asset_publisher/Kujrw0TZC2Mb/content/id/70268736 (accessed on 15 June 2020).
[13] Portaria nº 465, de 12 de Dezembro de 2019. (2019), DIÁRIO OFICIAL DA UNIÃO, http://www.in.gov.br/en/web/dou/-/portaria-n-465-de-12-de-dezembro-de-2019.-233554889 (accessed on 15 June 2020).
[12] Portaria nº 514, de 27 de Dezembro de 2018 (2018), DIÁRIO OFICIAL DA UNIÃO, http://www.in.gov.br/materia/-/asset_publisher/Kujrw0TZC2Mb/content/id/57219064/do1-2018-12-28-portaria-n-514-de-27-de-dezembro-de-2018-57218754 (accessed on 15 June 2020).
[27] The World Bank (2020), “Global Consumption Database”, World Development Indicators, http://datatopics.worldbank.org/consumption/country/Brazil (accessed on 14 April 2020).
[22] The World Bank (2019), Improving Performance of Electricity Distribution in Brazil, https://www.worldbank.org/en/results/2019/04/24/improving-performance-of-electricity-distribution-in-brazil (accessed on 14 April 2020).
[1] Vagliasindi, M. and J. Besant-Jones (2013), Power Market Structure, The World Bank, https://doi.org/10.1596/978-0-8213-9556-1.
Notas
← 1. Além do MME, o comitê inclui os ministros do Ministério da Economia, do Ministério das Relações Exteriores, do Ministério da Agricultura, da Casa Civil, do Ministério da Infraestrutura, do Ministério da Ciência, Tecnologia, Inovações e Comunicações, do Ministério do Meio Ambiente, do Ministério do Desenvolvimento Regional e do Gabinete de Segurança Institucional.
← 2. O MAE já não existe mais. Foi substituído pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE em 2004, como parte da segunda onda de reformas.
← 3. Com base nas informações dos dados do World Energy Statistics da AIE, 77% do aumento total na geração (em GWh) entre 1990 e 2000 pode ser atribuído a um aumento na geração de energia hidrelétrica.
← 4. A partir de 1 de janeiro de 2020, o ambiente de contratação livre passou a ser aplicado aos consumidores com uma carga acima de 2 MW. Até 1 de julho de 2019 era 3 MW, e entre 1 de julho de 2019 e 1 de janeiro de 2020 era 2.5 MW (Portaria nº 514, de 27 de Dezembro de 2018, 2018[12]). Com a publicação da Portaria nº 465/2019, o ambiente de contratação livre se expandirá ainda mais à medida que a elegibilidade dos consumidores for aumentando. O ambiente de contratação livre se aplicará a todos os consumidores com uma carga acima de 1 500 kW a partir de 1 de janeiro de 2021, a todos os consumidores com uma carga acima de 1 000 kW a partir de 1 de janeiro de 2022, e a partir de 1 de janeiro de 2023 todos os consumidores com uma capacidade acima de 500 kW deverão poder comprar livremente sua energia elétrica (Portaria nº 465, de 12 de Dezembro de 2019., 2019[13]).
← 5. Em 2018, 98% de todos os 12 831 consumidores livres são consumidores industriais ou comerciais (EPE, 2019[31]).
← 6. Os membros incluem concessionárias, permissionárias, autorizadas e consumidores no ambiente de contratação livre (ACL).
← 7. Alterações na legislação incluem ajustes nas regras para concessões (ver Lei nº 13.299/2016 e Decretos nº 8.828/2016, 9.143/2017, 9.192/2017 e 9.582/2018). Para prorrogações de concessões existentes, ver Lei nº 12.783/2013 e Decretos nº 8.461/2015, 9.158/2017 e 9.187/2017. A regulamentação da CDE segue o Decreto nº 9.022/2017. Uma redução nos subsídios para as famílias de baixa renda, entre outros, decorre do Decreto nº 9.642/2018.
← 8. Ver Decretos nº 8.449/2015, 8.893/2016 e 9.271/2018.
← 9. A Lei nº 10.848/2004 determina que as empresas de distribuição não podem exercer dentro da mesma empresa atividades de geração ou transmissão de energia elétrica ou a venda de energia aos consumidores no ambiente de contratação livre, entre outras restrições (Lei nº 10.848, de 15 de Março de 2004., 2004[8]).
← 10. A mudança levou a uma redução nas receitas das empresas envolvidas (da Silva et al., 2019[32]).
← 11. O novo sistema de remuneração é baseado numa referência de despesas operacionais, bem como uma alocação de cotas de garantia física de energia elétrica às concessionárias de distribuição e padrões de qualidade definidos pela ANEEL (Lei nº 12.783, de 11 de Janeiro de 2013., 2013[19]).
← 12. Entre outros casos, o Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, um mecanismo para limitar o risco hidrológico dos geradores de energia, tem sido a causa de uma grande quantidade de processos judiciais no setor (Paim et al., 2019[29]).
← 13. O Brasil pretende aumentar o uso de energias renováveis em sua matriz energética, como parte de seu compromisso de reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 37% abaixo dos níveis de 2005 até 2025, e em 43% até 2030.
← 14. Na Figura 1.3, as energias renováveis incluem as categorias 'hidrelétrica', 'biocombustíveis e resíduos' e 'eólica, solar, etc.'.
← 15. Na geração de energia elétrica, as energias hidrelétrica, eólica, solar e biocombustíveis representam 82% da geração total em 2018 (em TWh), ver Figura 1.2.
← 16. Com base na capacidade, espera-se que a energia hidrelétrica represente 60% da geração total em 2024, de acordo com o Plano da Operação Energética 2019-2023 (ONS, 2019[30])
← 17. Mais de 80% da capacidade instalada de energia eólica está localizada na região nordeste (ONS, 2020[34]).
← 18. Taxa de crescimento anual = (1 + Taxa de crescimento total) ^ (1 / número de anos) = (1 + 9.3%) ^ (1 / 4 667)
← 19. No total, para 2018 a EPE registra 83 669 000 consumidores no ambiente de contratação regulada (ACR) e 12 831 no ambiente de contratação livre (ACL) (EPE, 2019[31]).
← 20. Com base na medida de inflação do IPC, conforme informado pela base de dados estatísticos da OCDE (OECD, 2020[33]). O valor calculado é a média geométrica durante o período 2003-2019.
← 21. A análise exclui interrupções com duração inferior a 3 minutos. As informações incluem informações sobre a confiabilidade por empresa de distribuição, o que mostra uma grande quantidade de valores entre as empresas. Há várias empresas de distribuição que não tiveram interrupções em 2019, enquanto a maior duração de interrupções para uma empresa de distribuição é de 732.29 horas (mais de 30 dias) ao longo de 30.51 interrupções.