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.

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.

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]).

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:

  • criar um híbrido entre os ambientes de contratação livre e regulada;

  • melhorar a estrutura institucional do mercado;

  • melhorar o funcionamento do mercado atacadista, e

  • aumentar ainda mais o investimento privado na nova geração.

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]).

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.

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]).

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.

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.

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.

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.

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.

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

[11] ANEEL (2016), Informações para Empreendedores, https://www.aneel.gov.br/espaco-do-empreendedor/-/asset_publisher/uPv0Vn1PiOn9/content/encargos/654800?inheritRedirect=false (accessed on 4 September 2020).

[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).

[21] Costa, M., A. Lopes and G. de Pinho Matos (2015), “Statistical evaluation of Data Envelopment Analysis versus COLS Cobb–Douglas benchmarking models for the 2011 Brazilian tariff revision”, Socio-Economic Planning Sciences, Vol. 49, pp. 47-60, http://dx.doi.org/10.1016/j.seps.2014.11.001.

[32] da Silva, A. et al. (2019), “Performance benchmarking models for electricity transmission regulation: Caveats concerning the Brazilian case”, Utilities Policy, Vol. 60, p. 100960, http://dx.doi.org/10.1016/j.jup.2019.100960.

[31] EPE (2019), Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2019 - ano base 2018 (2019 Statistical Yearbook of electricity - 2018 baseline year), http://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-160/topico-168/Anuário_2019_WEB.pdf.

[24] IEA (2020), Extended world energy balances, http://dx.doi.org/10.1787/enestats-data-en (accessed on 4 May 2020).

[35] IEA (2020), “World energy statistics”, IEA World Energy Statistics and Balances, https://doi.org/10.1787/data-00510-en (accessed on 14 April 2020).

[23] IEA (2020), “World energy statistics”, IEA World Energy Statistics and Balances (database), https://dx.doi.org/10.1787/data-00510-en (accessed on 14 April 2020).

[26] IEA (2019), Renewables 2019: Analysis and forecasts to 2024, International Energy Agency, Paris, https://dx.doi.org/10.1787/b3911209-en.

[10] IEA (2005), Saving Electricity in a Hurry: Dealing with Temporary Shortfalls on Electricity Suppliers, OECD Publishing, Paris, https://dx.doi.org/10.1787/9789264109469-en.

[18] Lei n. 9.991, de 24 de Julho de 2000. (2000), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L9991.htm (accessed on 15 June 2020).

[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).

[5] Lei Nº 9.427, de 26 de Dezembro de 1996. (1996), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9427cons.htm (accessed on 7 July 2020).

[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).

[7] Lei nº 9.648, de 27 de Maio de 1998 (1998), Presidência da República, http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/L9648cons.htm (accessed on 7 July 2020).

[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, http://dx.doi.org/10.1590/0104-530x3940-20.

[9] Melo, E., E. Neves and A. Da Costa (2009), The new governance structure of the Brazilian electricity industry: how is it possible to introduce market mechanisms.

[15] MME (2019), PROPOSTA COMPILADA DE APRIMORAMENTO CONTEMPLANDO, http://www.mme.gov.br/c/document_library/get_file?uuid=a57e14f4-35f5-ea25-b1c6-12f8b68f6a19&groupId=36131 (accessed on 15 June 2020).

[33] OECD (2020), “Key short-term indicators : Consumer Prices - Annual inflation”, Main Economic Indicators, http://dx.doi.org/10.1787/mei-data-en (accessed on 14 April 2020).

[2] OECD (2008), OECD Reviews of Regulatory Reform: Brazil 2008: Strengthening Governance for Growth, OECD Reviews of Regulatory Reform, OECD Publishing, Paris, https://dx.doi.org/10.1787/9789264042940-en.

[34] ONS (2020), Boletim Mensal de Geração Eólica - Março/2020, http://www.ons.org.br/AcervoDigitalDocumentosEPublicacoes/Boletim_Geracao_Eolica_202003.pdf (accessed on 15 June 2020).

[30] ONS (2019), PEN Sumario Executivo 2019 - Plano da Operação Energética 2019 - 2023, http://www.ons.org.br/AcervoDigitalDocumentosEPublicacoes/PEN_Executivo_2019-2023.pdf.

[25] ONS (n.d.), O sIstema em numeros [The system in numbers], http://www.ons.org.br/paginas/sobre-o-sin/o-sistema-em-numeros (accessed on 14 April 2020).

[17] ONS (n.d.), Sistemas Isolados [Isolated Systems], http://www.ons.org.br/paginas/sobre-o-sin/sistemas-isolados (accessed on 14 April 2020).

[29] Paim, M. et al. (2019), “Evaluating regulatory strategies for mitigating hydrological risk in Brazil through diversification of its electricity mix”, Energy Policy, Vol. 128, pp. 393-401, http://dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2018.12.064.

[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, http://dx.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.

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