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UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
ANÁLISE DA COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA DOS GRANDES CONSUMIDORES CONSIDERANDO AS ENERGIAS RENOVÁVEIS
Curitiba
2015
FREDERICO COUTINHO CARVALHO SILVA LEMOS GABRIEL DE SOUZA COELHO
ANÁLISE DA COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA DOS GRANDES CONSUMIDORES CONSIDERANDO AS ENERGIAS RENOVÁVEIS
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao Departamento de Engenharia Elétrica do Setor de Tecnologia da Universidade Federal do Paraná como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro Eletricista.
Orientador:
Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay-Vila
Curitiba 2015
AGRADECIMENTOS
Aos nossos pais: José Maria Silva Lemos em memória, Claudia
Coutinho Carvalho Lemos, Cláudio Vicente Coelho, Fátima de Souza Coelho
por toda confiança, carinho, amor e apoio durante toda minha vida em todos os
meus projetos de vida.
À minha família, que sempre me ofereceu os ensinamentos e
ferramentas necessários para concluir este trabalho e curso.
Aos nossos irmãos, exemplos de perseverança e companheirismo nos
apoiando sempre independente da distância.
Aos amigos e colegas de curso que dividiram experiências e
dificuldades sempre com muita parceria e amizade durante toda essa jornada.
Ao nosso professor orientador, Clodomiro, pela paciência, e
disponibilidade nos conselhos e orientações, imprescindíveis para a conclusão
deste trabalho.
Aos membros da banca examinadora deste trabalho, pelas
contribuições e sugestões feitas para o enriquecimento desta dissertação.
A todos os professores do Departamento de Engenharia Elétrica da
Universidade Federal do Paraná, pelos ensinamentos teóricos e humanos
transmitidos ao longo desses anos.
Aos colegas de trabalho das empresas que estagiamos, contribuindo
na nossa formação profissional e pessoal.
A todos aqueles que de forma direta ou indireta contribuíram para o
êxito desta caminhada nos munindo de fé e perseverança para atingir este
objetivo.
“Levamos muitos anos sendo o país do futuro.
Chegou o futuro, o futuro é hoje,
o futuro é agora.”
Fernando Henrique Cardoso
RESUMO
Este trabalho de conclusão de curso apresenta uma análise da compra de
energia elétrica no ambiente de mercado livre, principalmente para fontes de
energia alternativa e incentivada. Para tal, foram estudados vários cenários
para analisar a competitividade das fontes alternativas na composição da
energia contratada de um grande consumidor livre sitiado no sul do Brasil. Isto
é, foram apresentadas e analisados a composição da conta de energia desse
grande consumidor livre segundo seu modelo atual e outros cenários quando
inseridas estes tipos de fontes de energia renováveis na sua composição de
energia supridora. Como alicerce para compreensão do que é desenvolvido,
também são apresentados brevemente um resumo teórico que apresenta
aspectos da comercialização de energia e composição de conta de energia
elétrica um grande consumidor típico industrial. Resultados deste estudo
sugerem que a compra de energia de fontes renováveis, principalmente de
energia eólica, por parte de grandes consumidores atualmente já é competitiva
e futuramente a geração solar também se tornara economicamente competitiva
podendo ser umas das principais fontes de suprimento de energia.
Palavras-chave: Comercialização de Energia Elétrica, Energias
Renováveis e Incentivadas, Ambiente de contratação Livre, Consumidor Livre,
Custo de Energia Elétrica para grandes consumidores Industriais.
ABSTRACT
This course conclusion work presents an analysis of electricity purchase in the
free market environment, especially for alternative energy sources and
incentivized sources. To this end, various scenarios have been studied to
analyze the competitiveness of alternative sources in the energy mix hired by a
large free consumer besieged in southern Brazil. This is, has been presented
and analyzed the energy bill´s composition of this great free customer according
to their current model and other scenarios when inserted these types of
renewable energy sources in its energy contracts composition. As a foundation
for understanding what is developed, it is also briefly presented a theoretical
overview that features aspects of energy trading and composition of the
electricity bill of a major consumer typical industrial. Results of this study
suggest that the purchase of energy from renewable sources, especially wind
power, by major consumers today are already competitive and in the future
solar generation also will become economically competitive and can be a major
source of energy supply.
Keywords: Commercialization of Electric Power, Renewable Energy and
Encouraged, free market, Free Consumer, Cost of Electricity for large industrial
consumers.
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1.1 - CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL.....................2
FIGURA 1.2 – CONSUMO DE ENERGIA ELÉTICA NA REDE..........................2
FIGURA 2.1 – RELACIONAMENTO..................................................................7
FIGURA 2.2 – ENERGIA INCENTIVADA............................................................9
FIGURA 2.3 – AGENTES CADASTRADOS NA CCEE.....................................10
FIGURA 2.4 – PLD MÉDIO SUB-REGIÃO SUL................................................12
FIGURA 2.5 – CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO ELÉTRICA NO
SIN.....................................................................................................................14
FIGURA 2.6 – COMPOSIÇÃO DO CUSTO DE ENERGIA PARA INDÚSTRIA
BRASILEIRA......................................................................................................17
FIGURA 2.7 – CUSTO DA ENERGIA ELETRICA NOS ESTADOS DO
BRASIL..............................................................................................................18
FIGURA 2.8 – CUSTO DA ENERGIA ELÉTRICA EM DIVERSOS PAÍSES.....18
FIGURA 4.1 – LEILÃO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS 2010 ...........................40
FIGURA 4.2 – PREÇO MÉDIO NOS LEILÕES DE ENERGIA RENOVÁVEL...41
FIGURA 4.3 – CRESCIMENTO DA CAPACIDADE INSTALADA EM GW DE
BASE EÓLICA...................................................................................................44
FIGURA 4.4 – COMPLEMENTARIDADE DAS GERAÇÕES DE ENERGIA –
VENTO NO SUL E HIDRO NO SUDESTE........................................................45
FIGURA 4.5 – ESQUEMA DA COMPLEMENTARIDADE HÍDRICA –
EÓLICA..............................................................................................................45
FIGURA 4.6 – EVOLUÇÃO DOS PREÇOS PARA ENERGIA EÓLICA............46
FIGURA 4.7 – EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA NO BRASIL........46
FIGURA 4.8 – MÉDIA DE PREÇOS OFERTADOS EM LEILÃO 2014 PARA
BIOMASSA........................................................................................................51
FIGURA 4.9 – COMPARATIVO ENTRE OS CENÁRIOS ESTUDADOS..........60
LISTA DE TABELAS
TABELA 1 – EXEMPLO DA FATURA DA DISTRIBUIDORA............................30
TABELA 2 – PEDIDO DE COMPRA DE ENERGIA DA EMPRESA..................31
TABELA 3 – DADOS DE CONSUMO POR FORNECEDOR............................33
TABELA 4 – CUSTO FINAL EM 2014...............................................................35
TABELA 5 – CUSTO FINAL EM 2014 COM TARIFAS ANEEL.........................35
TABELA 6 – CUSTO FINAL COM TARIFAS ANEEL 215 COM CONSUMO DE
2014.................................................................................................................36
TABELA 7 – CUSTO FINAL UTILIZANDO FONTES RENOVÁVEIS..............43
TABELA 8 – DESCONTOS NA TUSD PARA FONTES RENOVÁVEIS..........43
TABELA 9 – CUSTO FINAL UTILIZANDO FONTES EÓLICAS......................49
TABELA 10 – DESCONTOS NA TUSD PARA FONTES EÓLICAS..................49
TABELA 11 – CUSTO FINAL UTILIZANDO FONTES DE BIOMASSA.............53
TABELA 12 – DESCONTOS NA TUSD PARA FONTES DE BIOMASSA........53
TABELA 13– CUSTO FINAL UTILIZANDO FONTE SOLAR............................56
TABELA 14 – DESCONTOS NA TUSD PARA FONTE SOLAR.......................56
TABELA 15 – CUSTO FINAL NO MERCADO CATIVO....................................58
TABELA 16 – COMPARAÇÃO DOS CENÁRIOS..............................................61
TABELA 17 – CUSTO FINAL COM DESCONTO DE 50% NA TUSD DE
FONTES INCENTIVADAS.................................................................................61
TABELA 18 – CUSTO FINAL COM DESCONTO DE 100% NA TUSD DE
FONTES INCENTIVADAS.................................................................................62
LISTA DE SIGLAS
ACL – AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE
ACR – AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADO
ANEEL – AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
APE – AUTOPRODUTOR DE ENERGIA
CCEE – CÂMARA DE COMÉRCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
COFINS – CONTRIBUIÇÃO PARA FINANCIAMENTO DA SEGURIDADE
SOCIAL
COGEN – ASSOCIAÇÃO DA INDÚSTRIA DE COGERAÇÃO DE ENERGIA
CUSD – CUSTO DO USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
EPE – EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA
FIRJAN – FEDERAÇÃO DAS INDÚSTRIAS DO RIO DE JANEIRO
GD – GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
ICMS – IMPOSTO SOBRE OPERAÇÕES RELATIVAS À CIRCULAÇÃO DE
MERCADORIAS E SOBRE PRESTAÇÕES DE SERVIÇOS DE TRANSPORTE
INTERESTADUAL E INTERMUNICIPAL E DE COMUNICAÇÃO
IGP-M – ÍNDICE GERAL DE PREÇOS DO MERCADO
ISS – IMPOSTO SOBRE SERVIÇOS
ONS – OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA
PCH – PEQUENA CENTRAL HIDROELÉTRICA
PDE – PLANO DECENAL DE ENERGIA
PIS – PROGRAMA DE INTEGRAÇÃO SOCIAL
PLD – PREÇO DE LIQUIDAÇÃO DE DIFERENÇAS
PROINFA – PROGRAMA DE INCENTIVO AS FONTES ALTERNATIVAS
MME – MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
TUSD – TARIFA DO USO DO SISTEMA DE DISTRIBUÍÇÃO
LISTA DE SIGLAS
USD – USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
COPEL – COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA ELÉTRICA
TE – TARIFA DE ENERGIA
UNICA – UNIÃO DAS INDÚSTRIAS DE CANA DE AÇÚCAR
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 1
1.1. CONTEXTO E MOTIVAÇÃO ........................................................................... 1
1.2. OBJETIVOS........................................................................................................ 3
1.2.1. OBJETIVO GERAL ......................................................................................... 3
1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................... 4
1.3. ESTRUTURA DO DOCUMENTO ..................................................................... 4
2. REVISÃO TEÓRICA ............................................................................................ 6
2.1. MODELO ATUAL ............................................................................................... 6
2.2. CRISE ENERGÉTICA ATUAL ........................................................................ 11
2.3. ENERGIAS RENOVÁVEIS NO BRASIL ....................................................... 12
2.4. PERSPECTIVA DAS ENERGIAS ALTERNATIVAS NO MUNDO ............ 15
2.5. ANÁLISE DA COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA DOS GRANDES
CONSUMIDORES CONSIDERANDO AS ENERGIAS RENOVÁVEIS ........... 17
3. METODOLOGIA ................................................................................................ 20
4. DESENVOLVIMENTO DO TRABALHO ........................................................ 29
4.1. CASO BASE ....................................................................................................... 29
4.2. CENÁRIO 1 ........................................................................................................ 39
4.3. CENÁRIO 2 ........................................................................................................ 44
4.4. CENÁRIO 3 ........................................................................................................ 50
4.5. CENÁRIO 4 ........................................................................................................ 54
4.6. CENÁRIO 5 ........................................................................................................ 57
5. RESULTADOS ..................................................................................................... 59
6. CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ................................................. 63
6.1. CONSIDERAÇÕES FINAIS ............................................................................. 63
6.2. TRABALHOS FUTUROS ................................................................................. 65
REFERÊNCIAS ............................................................................................................ 66
1
1. INTRODUÇÃO
1.1. CONTEXTO E MOTIVAÇÃO
Desde o dia 7 de julho de 1995, quando foi sancionada a lei 9.074 que
estabeleceu mecanismos de regulação e fiscalização para o comércio de
energia elétrica no Brasil, os grandes consumidores passaram a ter um leque
de opções para compra de energia. Contratos de longa duração tornaram
possível planejar estratégias de investimento e as negociações por melhores
preços tornaram-se parte do dia a dia de administradores e engenheiros nas
grandes indústrias por todo país.
Com os entraves principalmente do setor ambiental, a construção de
grandes usinas hidroelétricas tornou-se uma questão delicada e complexa e a
cada dia as grandes obras de geração tornaram-se mais raras. Além disso
novas tecnologias de pequenas usinas geradoras, sejam elas hidráulicas,
solares, eólicas, biomassa e outras passaram a despontar como uma nova
alternativa para aumentar a capacidade da matriz energética.
Desta forma, passou a ser de suma importância fazer com que estes
novos agentes geradores sejam competitivos no mercado de energia,
oferecendo energia com preços atraentes aos agentes consumidores livres e
especiais.
Vislumbrando um cenário justo aos diversos tipos de agentes
geradores, este trabalho de conclusão de curso fará uma análise comparativa
entre o modelo atual adotado por uma indústria de grande porte sediada na
região metropolitana de Curitiba – PR - Brasil, que atualmente compra energia
de grandes usinas a partir do mercado livre de energia e em um cenário
hipotético onde passaria a comprar energia de usinas de energias alternativas
e incentivadas.
Em janeiro de 2015 o setor industrial brasileiro foi responsável pelo
consumo de 13.822GWh, equivalente a 34% do total consumido no país.
Foram contabilizados 177.371GWh entre Janeiro de 2014 a Janeiro de 2015.
Somente no subsistema Sul, a indústria consumiu 2.361GWh (EPE, 2015).
2
Esses números mostram a grandiosidade do setor industrial no Brasil,
tal como é apresentado nas FIGURA 1.1 e FIGURA 1.2 e demonstra como é
importante a necessidade de se ter políticas específicas, que facilitem o acesso
e promovam a viabilidade para energias limpas e sustentáveis provenientes de
usinas dos mais diversos portes, inclusive mini e microgeração principalmente
no âmbito da Geração Distribuída, para este tipo de consumidor. A promoção
da diversificação e descentralização da matriz só trás vantagens ao Sistema
Elétrico.
FIGURA 1.1 – CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL
FONTE: EPE (2015)
FIGURA 1.2 – CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NA REDE (GWh)
FONTE: EPE (2015)
RESIDENCIAL 31%
INDUSTRIAL 34%
COMERCIAL 20%
OUTROS 15%
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL - JANEIRO 2015
3
Espera-se que a Geração distribuída (GD) representará um importante
papel no futuro, complementando a geração centralizada, minimizando as
perdas e aumentando a confiabilidade do Sistema Elétrico Brasileiro
(DEMBINSKI, 2012).
Sem dúvida, o Brasil é um paraíso para as energias renováveis. Possui
um potencial hidrelétrico imenso, sol o ano todo, ótima quantidade de ventos,
um litoral gigante que pode prover energias renováveis a partir de eólicas
OFFSHORE, marés e ondas (JUNIOR et al, 2009, p. 38).
É neste contexto que as energias renováveis como fonte para as
indústrias de grande porte serão foco de estudo de viabilidade econômica.
A importância deste trabalho se dá principalmente pelos seguintes
aspectos:
Informação e atualização a cerca do tema “Comércio de Energia”;
Energia Elétrica tratada como insumo gerenciável;
Busca de redução de custos com energia para indústrias;
Incentivo a inserção de energias renováveis na matriz energética
brasileira.
1.2. OBJETIVOS
1.2.1. OBJETIVO GERAL
Estudar e demostrar através de cálculos, utilizando ferramentas
computacionais, o impacto nos custos da energia elétrica de uma indústria de
grande porte quando decida diversificar seu suprimento de energia elétrica
através da compra de agentes geradoras que produzem energias renováveis,
alternativas e incentivadas. Caso não seja viável, sugerir aprimoramentos no
marco regulatório para viabilizar a compra de energia elétrica pelos
consumidores livres/especiais de usinas de energia alternativa e incentivadas.
4
1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Para alcançar o objetivo geral é necessário:
Estudar a comercialização e composição tarifária de energia
elétrica de consumidores livres, no Brasil.
Analisar os dados fornecidos pela indústria em questão acerca
dos contratos atuais de fornecimento de energia elétrica;
Estudar o cenário onde a parcela de energia contratada do
mercado livre de energia seja substituída por contratos de fontes renováveis e
incentivadas;
Comparar o impacto do custo de energia entre os cenários
estudados;
Propor maneiras de viabilizar a contratação de fontes advindas de
geração incentivada.
1.3. ESTRUTURA DO DOCUMENTO
O trabalho desenvolvido está dividido em cinco itens. O primeiro item é
a introdução, que apresenta aspectos básicos do trabalho, o contexto onde
está inserido e a importância para o setor elétrico. Em seguida são
apresentados os objetivos gerais e específicos e a estrutura deste documento.
O segundo capítulo trás uma revisão teórica sobre o tema abordado
com o intuito de munir o leitor de conceitos necessários para o entendimento
do mesmo.
No terceiro capítulo é descrita a metodologia utilizada para atingir os
objetivos do trabalho. É apresentada passo a passo a formulação matemática
utilizada para calculo dos custos de energia que serão utilizados no decorrer
dos cenários propostos.
O quarto capítulo trás o estudo do caso base, mostrando atual situação
e método utilizado pela indústria referência para composição do seu
5
fornecimento. Em seguida, são apresentados os outros cenários onde as
energias renováveis serão inseridas na matriz de fornecimento da indústria
analisada.
No quinto capítulo é apresentada a comparação dos cenários, a partir
dos resultados atingidos no capítulo anterior.
No sexto capítulo é feita a verificação dos objetivos propostos e uma
síntese dos principais aspectos abordados no trabalho, considerações finais e
propostas de trabalhos futuros.
6
2. REVISÃO TEÓRICA
2.1. MODELO ATUAL
O Brasil, por possuir um enorme potencial energético a explorar, exige
do setor elétrico a necessidade de um modelo de operação diferenciado em
relação ao restante do mundo. Principalmente quando falamos em energias
renováveis, o país precisa manter constantes inovações tecnológicas e
regulatórias para que possa usufruir desse bem.
Seguindo conceitos utilizados por outros países como Inglaterra e
Suécia o Brasil instituiu a partir de 1995 o Mercado Atacadista de Energia, a
partir disto começou a tratar a energia como produto, estimulando a
competição entre geradores e buscando redução dos custos. Com o passar
dos anos após diversas alterações na legislação chegou-se em 2004 ao atual
modelo, de acordo com a Associação Brasileira de Distribuidores Energia
Elétrica (ABRADEE), é caracterizado pelos seguintes aspectos. (ABRADEE,
2015).
Desverticalização da indústria de energia elétrica, separando as
atividades de geração, transmissão e distribuição;
Formadas por empresas públicas e privadas;
Centralização do planejamento e operação;
Regulação das atividades de transmissão e distribuição pelo
regime de incentivos, ao invés do “custo do serviço”;
Regulação da atividade de geração para empreendimentos
antigos;
Concorrência na atividade de geração para empreendimentos
novos;
Coexistência de consumidores cativos e livres;
Livres negociações entre geradores, comercializadores e
consumidores livres;
7
Leilões regulados para contratação de energia para as
distribuidoras, que fornecem energia aos consumidores cativos;
Preços da energia elétrica (commodity) separados dos preços do
seu transporte (uso do fio);
Preços distintos para cada área de concessão, em substituição à
equalização tarifária de outrora;
Mecanismos de regulação contratuais para compartilhamento de
ganhos de produtividade nos setores de transmissão e distribuição.
Para que estas características sejam respeitadas e controladas, foi
criada a CCEE, Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Esta tem por
objetivo fortalecer o ambiente de comercialização por meio de regras e
mecanismos que promovam relações comerciais sólidas e justas a todos os
segmentos (geração, distribuição, comercialização e consumo). A CCEE tem
papel estratégico, viabilizando as operações de compra e venda de energia,
registrando e administrando contratos firmados entre os segmentos. O
mercado de energia brasileiro foi então dividido entre dois ambientes de
contratação. O ACR (Ambiente de Contratação Regulado) e o ACL (Ambiente
de Contratação Livre) (FIGURA 2.1).
FIGURA 2.1 – RELACIONAMENTO
FONTE: ONS (2015)
8
Dentro do mercado regulado fazem parte os consumidores cativos e as
distribuidoras de energia. A concessionária participa de leilões organizados e
controlados pela CCEE, onde compra a energia que irá repassar aos
consumidores onde estão localizadas. Esta energia é vendida a preço fixado
pela ANEEL (Agencia Nacional de Energia Elétrica) e nela vão embutidos
encargos referentes ao sistema de distribuição. O Consumidor não possui
poder de escolha e está sujeito a variações das tarifas das distribuidoras, o que
trás incertezas ao custo de energia para indústrias e comércio. A tarifa de
energia corresponde ao custo médio dos contratos de compra de energia que a
distribuidora possui com diferentes geradores, inclusive Itaipu, e
comercializadores, além de eventuais gerações próprias. Também são
cobrados os custos pagos às empresas transmissoras de energia e
remuneração de investimentos feitos na rede de distribuição. Completa o custo
dos consumidores cativos gastos com perdas técnicas e comerciais, encargos
do setor, impostos e tributos. Estas tarifas são reajustadas pela ANEEL para
compensar a inflação e revisão tarifária das distribuidoras.
O mercado livre possui características diferentes do cativo, a principal
delas é a livre negociação entre os agentes compradores e vendedores de
energia. Desta forma o ACL se consolida como uma forma potencial de
economia, meio seguro e confiável de aquisição de energia com volume,
prazos e preços negociados através de contratos bilaterais entre fornecedor e
consumidor de energia. Estes contratos são obrigatoriamente registrados na
CCEE e os agentes precisam estar cadastrados na câmara para que possam
efetivar as negociações. A principal vantagem do consumidor livre é a
possibilidade de escolher entre os diversos tipos de contratos e fornecedores
aquele que atenda melhor suas expectativas de custo e benefício. O
consumidor livre também paga o uso do sistema de distribuição, as perdas
técnicas e comerciais e os encargos e impostos do setor, porém, como sua
tarifa de energia é negociada, o custo total incluindo encargos e impostos
acaba sendo menor. (MERCADO LIVRE DE ENERGIA, 2014)
Consumidor Livre é o agente da CCEE, da categoria de
comercialização, responsável por unidade consumidora enquadrada nas
condições estabelecidas nos arts. 15 e 16 da Lei n° 9.074, de 1995. Os critérios
9
básicos que devem ser seguidos para que um consumidor possa comprar
energia no mercado livre são:
Estar cadastrado como agente na CCEE;
O consumidor precisa apresentar demanda contratada a partir de
3.000 kW;
Tensão mínima de entrada de 2,3 kV.
O consumidor livre tem opção de contratar energia convencional,
proveniente de combustíveis fósseis e de grandes usinas hidroelétricas, ou,
energia incentivada. A energia incentivada foi estabelecida pelo governo para
estimular a expansão da geração a partir de fontes renováveis. Estas são
limitadas a 30MW de potência, como PCH (Pequena Central Hidroelétrica),
Biomassa, Eólica e Solar. Como incentivo os compradores deste tipo de
energia recebem descontos de 50%, 80% ou 100% na tarifa de uso do sistema
de distribuição (FIGURA 2.2).
FIGURA 2.2 – ENERGIA-INCENTIVADA FONTE: TRACTBEL ENERGIA (2015).
Ao final de cada mês a CCEE contabiliza a energia gasta por seus
agentes e compara com os contratos feitos anteriormente. Desta forma chega-
se a diferença entre o consumido e contratado. Para garantir que todo
consumidor contrate 100% de sua carga, por intermédio de geração própria ou
contratos registrados na CCEE, foi criado o Mercado de Curto Prazo, também
conhecido como Spot. Os consumidores livres podem comprar ou vender no
10
Mercado de Curto Prazo a diferença entre o contratado e consumido. O preço
utilizado no mercado Spot é anunciado semanalmente pela CCEE, é chamado
de PLD (Preço de Liquidação de Diferenças) e varia de acordo com a semana,
patamar de carga e sub-região. O PLD é formado a partir de volumes de
reservatórios, previsões pluviométricas, custos de produção da mais barata e
mais cara energia, entre outros. A partir daí chega-se ao valor para cada uma
das regiões e patamares de carga. Conforme a negociação o consumidor livre
pode ter lucro ou prejuízo com a contabilização das diferenças. O PLD está
sujeito a grandes variações principalmente conforme a escassez de chuvas.
Em junho de 2015 existiam 3070 agentes cadastrados na CCEE donde
622 são consumidores livres, 1167 são consumidores especiais, 162
comercializadores, 1070 são geradores e 49 distribuidores (FIGURA 2.3).
FIGURA 2.3 – AGENTES CADASTRADOS NA CCEE
FONTE: CCEE (2015)
A maior parcela dos consumidores livres e dada por indústrias de
médio e grande porte que buscam no mercado livre de energia as vantagens
citadas anteriormente. O setor industrial é o maior consumidor de energia
elétrica e por isso deve estar sempre na prioridade das políticas energéticas.
Dentre estas a adoção de energias alternativas e/ou incentivadas mesmo que
quando produzidas em pequena escala ou como Geração Distribuída.
Pelo impacto socioambiental causado por projetos de grandes usinas,
pela preocupação ambiental em tornar o setor elétrico mais limpo e
sustentável, pela evolução tecnológica e pela liberalização do setor elétrico, a
11
geração distribuída vem tomando seu espaço no setor elétrico (DEMBINSKI,
2012).
Além disso, a diversificação das fontes de energia daria aos
consumidores industriais a possibilidade de evitar ou ao menos reduzir os
riscos associados a dependência de uma única fonte, montando uma carteira
diversificada de contratos que supririam 100% de sua carga com pouca
variação nos preços finais de energia contratada independente de época do
ano ou custo do combustível associado.
Diversos mecanismos de incentivo onde se destacam Net Metering,
Feed-in Tariffs, Sistemas de Leilões, Sistemas de Cotas/Certificados Verdes,
subsídios financeiros ou incentivos fiscais servem de apoio à promoção de
fontes renováveis. A implementação de um ou outro depende muito das
características do país, da maturidade tecnológica, da decisão política
energética entre outros fatores. DEMBINSKI, (2012)
2.2. CRISE ENERGÉTICA ATUAL
O Brasil vem sofrendo nos anos de 2014 e 2015 uma grave crise
hídrica que ameaça o fornecimento de água para os grandes centros e também
a geração de energia nas grandes hidroelétricas. Quando em plena capacidade
de armazenamento, 90% da energia produzida no Brasil é proveniente de
fontes hídricas. A necessidade de diversificação da matriz energética se mostra
necessária para mitigar as consequências de crises como esta.
Devido a grande extensão territorial, a possibilidade de geração a partir
de fontes renováveis de diversas fontes deve ser foco na busca por uma matriz
diversificada e decentralizada para que o Brasil encontre uma saída para a
crise. Ações emergenciais, em quase sua totalidade, são precedidas de alto
custo e pouco planejamento (ANACE, 2015).
Porém, devido a rápida construção e alta densidade de geração deste
tipo de usina, tem sido a prática mais comum para evitar a insuficiência na
geração de energia elétrica.
12
Com o desenvolvimento de tecnologias e investimentos maciços em
energias alternativas o Brasil deve ter sua matriz energética mais diversificada
nos próximos anos e crises como a que vivenciamos nos anos de 2014 e 2015
não devem ocorrer de maneira tão grave em outras ocasiões. A falta de chuvas
desregulou os custos de produção de energia elevando a média do Preço de
Liquidações de Diferenças, que é dado em grande parte pelos custos de
produção de grandes usinas hidroelétricas e térmicas. Por estes motivos a
Energia Eólica em especial e também as outras formas de energia alternativa
se tornaram competitivas, abrindo horizontes para novos empreendimentos e
bons contratos para as usinas existentes. Quando os reservatórios das usinas
hidroelétricas de grande porte estão cheios o custo de produção destas e por
consequência o PLD caem a valores difíceis de ser vencidos pelas fontes
alternativas. Notável a elevação do PLD devido a crise e a necessidade de
manutenção de subsídios para a competitividade das fontes alternativas frente
às convencionais. (FIGURA 2.4)
FIGURA 2.4 – PLD MÉDIO SUB-REGIÃO SUL FONTE: CCEE (2015)
2.3. ENERGIAS RENOVÁVEIS NO BRASIL
As energias renováveis no Brasil representam a maior parte da
geração de energia elétrica, porém é importante entender a diferença entre
fontes renováveis de energias e fontes alternativas de energia.
Segundo SILVA (2002), fontes renováveis de energia são aquelas que
não queimam combustível fóssil para produção de energia elétrica, não
0
200
400
600
800
1000
jan
/10
mai
/10
set/
10
jan
/11
mai
/11
set/
11
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/12
mai
/12
set/
12
jan
/13
mai
/13
set/
13
jan
/14
mai
/14
set/
14
jan
/15
mai
/15
Preço Médio Subregião Sul (R$/MWh)
R$/MWh
13
causando assim, um grande dano ambiental, tais como hídrica (produção de
energia em hidrelétricas) solar e eólica. Enquanto que as fontes alternativas de
energia são fontes relativamente novas (no que se refere à exploração como
fonte de energia elétrica), não utilizadas tradicionalmente e que não produzem
energia em grande escala, tais como solar, eólica, células combustíveis,
biomassa, etc. Cabe ressaltar que as centrais hidroelétricas de grande porte
são renováveis, mas não são alternativas.
Algumas ações buscando a implantação de energias alternativas e/ou
renováveis além da diversificação da matriz energética têm sido feitas
principalmente pela iniciativa privada. É o caso do Projeto Céu Azul em
Tubarão-SC, maior usina solar do país, capacidade de 3MWp e que começou a
operar em Agosto de 2014, resultado de investimentos em torno de 30 milhões
de reais. (Diário Catarinense, 2015) Em maio de 2015 foi anunciada a primeira
fábrica de painéis fotovoltaicos, será construída por uma empresa chinesa e
tem como meta a fabricação anual de painéis com capacidade de geração total
de 400MW. (Brasil 247, 2015)
A energia proveniente dos ventos tem se destacado em relação as
demais. Em 2010, em leilão de energias alternativas a energia eólica superou a
biomassa e as pequenas centrais hidroelétricas, sendo leiloada ao menor preço
naquela ocasião. Atualmente a capacidade instalada supera 6,5GW em 262
usinas espalhadas pelo Brasil, potencial bruto superior a 11GW principalmente
nas regiões sul e nordeste. Os geradores já são em parte fabricados no Brasil
por indústria brasileira. O Programa de Incentivo as Fontes Alternativas de
Energia - PROINFA foi um grande passo para fortalecimento do setor que logo
pode retribuir o incentivo ao aparecer em destaque nos Leilões de Fontes
Alternativas realizados nos últimos anos. As perspectivas indicam 8,7GW de
geração de energia eólica em operação em 2017. (Portal ABEEólica, 2015)
Segundo SILVA(2006), estudos comprovam a existência de uma
significativa complementaridade entre os regimes hidráulicos e de ventos no
Brasil. Isso se traduz em um atrativo relevante para a adoção da tecnologia
eólio-elétrica, uma vez que permite melhor configurar essa tecnologia em seu
caráter de geração descentralizada complementar, contribuindo para aumentar
o nível de confiabilidade e estabilidade do sistema.
14
Toda matéria orgânica, seja ela vegetal ou animal, utilizada com o
objetivo de produzir energia é chamada de Biomassa. O Brasil tem um
potencial inesgotável de produção de energia através da biomassa. Podem ser
utilizados resíduos agrícolas, industriais e urbanos ou até mesmo culturas
podem ser plantadas com o objetivo direto de obtenção de biomassa. Muitas
das usinas de biomassa são de cogeração e aproveitam a palha e bagaço de
cana de açúcar, o potencial de geração de eletricidade no Brasil está estimado
em aproximadamente 4GW somente a partir desta fonte. A energia produzida a
partir de lenha nativa ou reflorestamento já representa hoje 10% da energia
primária. Outras fontes como carvão vegetal e óleo vegetal compõe esta que é
hoje uma das mais importantes fontes de energia para o país. (CERPCH, 2015)
O Plano Decenal de Expansão de Energia – PDE 2023 ressalta a
previsão da continuidade da forte presença das fontes renováveis na matriz
energética brasileira, de 42,5% em 2023, indicador equivalente ao verificado
em 2013, de 41%. Na matriz de geração de energia elétrica, as renováveis
deverão representar perto de 86% em 2023, o Ministério de Minas e Energia
considera energia de fontes hídricas como renováveis independente do
tamanho da usina geradora. As usinas de energia eólica, que em 2013
contabilizou 1,1% da matriz elétrica deverá passar a 8,1% em 2023, devido à
expansão de 20 GW no período. (EPE, 2013) (FIGURA 2.5)
FIGURA 2.5 – CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO ELÉTRICA NO SIN FONTE: EPE (2013)
15
2.4. PERSPECTIVA DAS ENERGIAS ALTERNATIVAS NO MUNDO
No mundo tem-se o ano de 2015 como um ano de desafios para as
energias renováveis. Além da implementação de novas metas globais
anunciadas por países do Oriente Médio e da África do Norte, Índia, França,
entre outros, a corrida para se beneficiar dos incentivos também deve fomentar
os setores neste ano, principalmente para a fonte eólica, já que muitos países
estão reduzindo subsídios para as renováveis. (Portal ABEEólica, 2015)
A Europa que a antes era considerado um mercado estável para as
fontes solar e eólica, deve enfrentar um teste importante em vários países à
medida que a crise financeira, força os governos a reduzir subsídios e
incentivos. No entanto, os sinais são mistos: enquanto a Alemanha, líder
mundial em capacidade instalada solar, deve sofrer com a redução das FITs e
a introdução de leilões, impopular em um mercado altamente pulverizado, na
França o estímulo deve ser dado pelo início da implementação de metas de
renováveis de 32% até 2030. Do outro lado, em países como a Itália, a energia
solar distribuída cresceu em 2014, e deve continuar aumentando em 2015, sem
a necessidade de subsídios, mostrando que estão surgindo novas condições
de financiamento além dos incentivos governamentais. Ao mesmo tempo, o
continente continuará a debater a implantação de novas metas anunciadas
pela comissão Europeia de atingir 27% de renováveis em 2030. Instalações
previstas em 2015: Solar: 10,7GW; Eólico: 8,7GW. Destaques para Reino
Unido (solar); Alemanha (eólica marítima), Polônia e Suécia. (Portal ABEEólica,
2015)
O destaque na Ásia, região de forte crescimento em energias solar e
eólica, será a abertura do mercado para desenvolvedores e fornecedores
estrangeiros. Os governos e as empresas na região estão percebendo que os
estrangeiros podem trazer não só dinheiro, mas também conhecimento e
tecnologia. A Índia deve confirmar uma nova meta de 100GW solares até 2022.
O país deve contratar mais 3GW solares este ano, além do crescimento do
mercado de energia distribuída. No Japão, o mercado de energia solar está em
franco crescimento com instalações atingido 7GW nos últimos anos. No
entanto, o licenciamento para projetos eólicos terrestres e marítimos têm
16
atrasado novos projetos e apenas 1,2GW devem ser instalados nos próximos
três anos. A China deve colocar entre 22GW e 25GW de novos parques eólicos
em operação em 2015. Os desenvolvedores resolveram acelerar os
cronogramas de obras para receber subsídios diretos conhecidos como Feed in
Tariffs antes que eles sejam reduzidos, conforme anunciado pelo governo.
(Portal ABEEólica, 2015)
No Oriente Médio e Norte da África, apesar de ser uma região
dominada por países com grandes reservas de petróleo, os governos locais
vêm percebendo que os recursos solares e eólicos também são riquezas. O
Marrocos anunciou a meta de atingir 42% de renováveis para 2020, o Egito
está investindo na fonte solar para aliviar a falta de energia que afeta a
economia do país e a Arábia Saudita, anunciou investimentos de US$109
bilhões para suprir 30% de suas necessidade energéticas até 2020 de fontes
renováveis, porém ainda não tirou o plano de papel. Estas regiões têm previsão
de instalação para 2015 de 5GW de fontes renováveis. (Portal ABEEólica,
2015)
Na América Latina os grandes destaques são o Brasil e o México. Mas,
países menores já chamam atenção dos analistas internacionais. Um exemplo
é o Uruguai que, em 2014, atingiu 700 MW eólicos, um aumento de 1000%
frente à capacidade no final de 2013. O Chile é outro destaque da região e
deve continuar num bom ritmo após instalar 222 MW em energia solar nos
primeiros 10 meses de 2014. De um lado, os países latino americanos querem
regras mais pró-mercado para atrair investimentos, do outro eles devem seguir
o Brasil na implementação de leilões competitivos que possam reduzir o preço
da energia para o consumidor final. O Chile, que concluiu um leilão competitivo
no final de 2014 após vários fracassos, deve terminar no primeiro trimestre uma
reforma que alonga contratos e garante competição. No Peru, investidores
esperam que seja realizado este ano o primeiro leilão para contratação de
renováveis desde 2008, além disso as autoridades em Lima vem promovendo
vários debates sobre o modelo brasileiro.(Portal ABEEólica, 2015)
17
2.5. ANÁLISE DA COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA DOS GRANDES
CONSUMIDORES CONSIDERANDO AS ENERGIAS RENOVÁVEIS
O atual modelo do mercado energético brasileiro permite aos
consumidores que atendem aos quesitos mínimos de carga e tensão de
entrada a associação ao Ambiente de Contratação Livre. Ao se tornar um
Agente Livre estes grandes consumidores têm acesso a compra de energia
com poder de negociação de preços, quantidades e prazos, o que leva a
vantagens financeiras e contratuais interessantes para o planejamento dos
custos com este insumo.
É na busca pela redução de custos que este TCC irá analisar o impacto
financeiro com a substituição dos contratos atuais de energia elétrica por
outros, onde as fontes renováveis serão inseridas na composição do
fornecimento. Serão analisadas algumas das principais fontes alternativas
disponíveis no mercado e os descontos que estas propiciam por serem
energias incentivadas. Serão consideradas todas as tarifas que recaem sobre o
custo total de energia para encontrar ao final o valor mais próximo ao real pago
pelas indústrias de grande porte.
A Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (FIRJAN) possui um site
que tem o objetivo de apresentar, de forma atualizada, simples e
consolidada, quanto custa a energia elétrica para a indústria no Brasil – por
distribuidora e estado – além de comparações internacionais. Em consulta
realizada no dia 28 de junho de 2015, os seguintes dados foram coletados.
FIGURA 2.6 COMPOSIÇÃO DO CUSTO DE ENERGIA PARA INDÚSTRIA BRASILEIRA FONTE: FIRJAN (2015)
18
Pode-se observar que um terço do custo está associado a tributos e
encargos (FIGURA 2.6). Na FIGURA 2.7 tem-se um comparativo entre o custo
da energia elétrica para indústria em cada um dos estados brasileiros. No Rio
de Janeiro a energia elétrica para indústria chega a ser duas vezes mais caras
que Roraima e Amapá. O Paraná ocupa a quinta posição.
FIGURA 2.7 CUSTO DA ENERGIA ELETRICA NOS ESTADOS DO BRASIL
FONTE: FIRJAN (2015)
No nível mundial o Brasil ocupa a posição de maior custo de energia
elétrica para indústria. O Brasil possui 343,2% superior à média do custo dos
Estados Unidos, e 111,2% superior à média dos países selecionados. (FIGURA
2.8)
FIGURA 2.8 CUSTO DA ENERGIA ELÉTRICA EM DIVERSOS PAÍSES
FONTE: FIRJAN (2015)
19
O barateamento do custo da energia recai diretamente sobre o valor do
produto. Com a redução deste custo a indústria brasileira aumentaria sua
competitividade frente aos outros países. Uma maneira de fazer com que isto
aconteça é aumentando a competitividade entre as fontes. É necessário
subsidiar aquelas que ainda possuem custo de produção acima da média para
que se tornem atraentes não só para o consumidor mas também para o
produtor e investidor do setor.
O Brasil deu os primeiros passos na busca da competitividade para
fontes alternativas quando implantou o PROINFA. Nesta ocasião a maior
beneficiária foi a fonte eólica. Os custos de produção desta modalidade
baixaram a patamares próximos as fontes convencionais e superou as
pequenas centrais hidroelétricas nos últimos leilões.
A energia produzida a partir de biomassa já é realidade para muitas
usinas de açúcar e álcool estando associada por meio de cogeração no
aproveitamento do bagaço de cana. Quando estas usinas conseguem produzir
energia a preço abaixo do mercado, vendem no mercado livre e incrementam a
matriz energética. As usinas que geram energia utilizando lenha são
responsáveis por mais de 10% da energia produzida no país e por isso
necessita de incentivos para que possa continuar dando sua contribuição.
A energia solar ainda está muito longe de se mostrar competitiva frente
as outras fontes. Muitas vezes custa mais que o dobro das demais. O Brasil
hoje ainda experimenta esta tecnologia e precisa investir pesado em toda
cadeia de produção de equipamentos para geração a partir desta fonte.
Políticas públicas precisam acompanhar o progresso tecnológico,
incentivar o novo, estimular o sustentável e ajudar a competitividade. Assim, o
preço das energias renováveis se tornará atrativa aos consumidores,
especialmente ao consumidor industrial que é responsável por uma parcela
significativa do consumo de energia no país.
20
3. METODOLOGIA
Para análise deste estudo tentou-se buscar uma forma geral de
representar o problema, para caracterizar o perfil de consumo de energia
elétrica da empresa estudada foram utilizados dados de consumo de energia
elétrica mensais, demanda mensal contratada, valores contratados de energia
elétrica no mercado livre de energia, valores de tarifa de energia publicados
pela ANEEL e valores de PLD.
Primeiro precisa-se de uma tabela com os dados do consumo mensal de
energia elétrica da empresa a ser estudada para o período de um ano,
mostrando valores de consumo de ponta e fora de ponta separados por
fornecedor de energia, e demanda contratada de ponta e fora de ponta.
Também, deve-se montar uma tabela contendo os valores das tarifas de
energia elétrica de ponta e fora de ponta contratada de cada fornecedor,
demanda de ponta e fora de ponta, encargos sobre uso do sistema de
distribuição de cada fornecedor. As tarifas de energia a serem cobradas pelo
distribuidor regional são fixadas pela ANEEL assim como os encargos do uso
do sistema de distribuição e podem ser encontradas no site da ANEEL e
podem ser visualizada na seção de anexos do trabalho, já as tarifas de energia
dos outros fornecedores são firmadas por contratos próprios.
Para contabilizarmos a sobre ou falta de energia consumida precisamos
de tabela contendo valores de energia contratada por fornecedor.
Com os dados de consumo e demanda de todos os meses, exemplos
vide ANEXO 4, 5 e 6, procede-se a calcular o custo mensal e anual da
empresa com energia elétrica, mostrando os valores gastos com tarifas de
energia e seus componentes por fornecedor considerando valores de consumo,
energia contratada e possível caso de sobra ou falta de energia.
21
A seguir apresentam-se os passos para o cálculo da parcela da fatura
destinada à distribuidora de energia.
a) Calculo do custo com energia elétrica de ponta do distribuidor
regional para mês i, onde i=1, 2, 3, ...,12:
(1)
CTEPDi: Custo com energia elétrica de ponta do distribuidor regional no mês i em R$.
CPDi: Consumo de energia elétrica de ponta do distribuidor regional no mês i em
kWh.
TEPDi: Tarifa de energia elétrica de ponta do distribuidor regional no mês i em
R$/kWh.
b) Calculo do custo com energia elétrica fora de ponta do distribuidor
regional para mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(2)
CTEFPDi: Custo com energia elétrica fora de ponta do distribuidor regional no mês i
em R$.
CPFDi: Consumo de energia elétrica fora de ponta do distribuidor regional no mês i
em kWh.
TEPFDi: Tarifa de energia elétrica fora de ponta do distribuidor regional no mês i em
R$/kWh.
c) Calculo do CUSD de ponta do distribuidor regional para mês i,
onde i=1,2,3,...,12:
(3)
TUSDPDi: CUSD de ponta do distribuidor regional em R$.
TUSDPi: Tarifa do uso do sistema de distribuição de ponta em R$/kWh.
d) Calculo do CUSD fora de ponta do distribuidor regional para mês
i, onde i=1,2,3,...,12:
(4)
TUSDFPDi: CUSD fora de ponta do distribuidor regional em R$.
TUSDFPi: Tarifa do uso do sistema de distribuição fora de ponta em R$/kWh.
e) Calculo do CUSD de ponta do comercializador A para mês i, onde
i=1,2,3,...,12:
(5)
TUSDPCAi: CUSD de ponta do comercializador A em R$.
CPCAi: Consumo de ponta do comercializador A em kWh.
22
f) Calculo do CUSD fora de ponta do comercializador A para mês i,
onde i=1,2,3,...,12:
(6)
TUSDFPCAi: CUSD fora de ponta do comercializador A em R$.
CFPCAi: Consumo fora de ponta do comercializador A em kWh.
g) Calculo do CUSD de ponta do comercializador B para mês i, onde
i=1,2,3,...,12:
(7)
TUSDPCBi: CUSD de ponta do comercializador B em R$.
CPCBi: Consumo de ponta do comercializador B em kWh.
h) Calculo do CUSD fora de ponta do comercializador B para mês i,
onde i=1,2,3,...,12:
(8)
TUSDFPCBi: CUSD fora de ponta do comercializador B em R$.
CFPCBi: Consumo fora de ponta do comercializador B em kWh.
i) Calculo do CUSD de ponta da autoprodução de energia para mês
i, onde i=1,2,3,...,12:
(9)
TUSDPAi: CUSD de ponta do distribuidor regional em R$.
CPAi: Consumo de ponta da autoprodução em kWh.
TUSDPAPEi: Tarifa USD de ponta da autoprodução de energia em R$/kWh.
j) Calculo do CUSD fora de ponta da autoprodução de energia para
mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(10)
TUSDFPAi: CUSD fora de ponta da autroprodução em R$.
CFPAi: Consumo fora de ponta da autoprodução em kWh.
TUSDFPAPEi: Tarifa USD de ponta da autoprodução em R$/kWh.
23
k) Calculo do CUSD encargo (fio) de ponta conforme demanda
contratada para mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(11)
TUSDFIOPi: CUSD encargo de ponta conforme demanda contratada em R$.
DPi: Demanda contratada de ponta em kW.
TDPi: Tarifa USD encargo de ponta em R$/kWh.
l) Calculo do CUSD encargo (fio) fora de ponta conforme demanda
contratada para mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(12)
TUSDFIOFPi: CUSD encargo fora de ponta conforme demanda contratada em R$.
DFPi: Demanda contratada fora de ponta em kW.
TDFPi: Tarifa USD encargo fora de ponta em R$/kWh.
m) Encontramos valor da fatura do mês i fazendo a somatória dos
dados calculados anteriormente, onde i=1,2,3,...,12:
(13)
FATURAi: CUSD encargo fora de ponta conforme demanda contratada em R$.
A seguir (Portal ABEEólica, 2015)apresenta-se as equações para cálculo
do gasto com consumo de energia alocada ao comercializador. Neste TCC, por
praticidade e melhor compreensão, assume-se que um grande consumidor
compra energia de dois comercializadoras A, B e de possui uma usina de
autoprodução APE.
a) Calculo do custo com consumo de energia de ponta do
comercializador A para mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(14)
CTEPCAi: Custo com tarifa de energia de ponta do comercializador A em R$.
TEPCAi: Tarifa energia de ponta do comercializador A em R$/kWh.
24
b) Calculo do custo com consumo de energia fora de ponta do
comercializador A para mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(15)
CTEFPCAi: Custo com tarifa de energia fora de ponta do comercializador A em
R$.
TEFPCAi: Tarifa energia fora de ponta do comercializador A em R$/kWh.
c) Calculo do custo com consumo de energia de ponta do
comercializador B para mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(16)
CTEPCBi: Custo com tarifa de energia de ponta do comercializador B em R$.
TEPCBi: Tarifa energia de ponta do comercializador B em R$/kWh.
d) Calculo do custo com consumo de energia fora de ponta do
comercializador B para mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(17)
CTEFPCBi: Custo com tarifa de energia fora de ponta do comercializador B em
R$.
TEFPCBi: Tarifa energia fora de ponta do comercializador B em R$/kWh.
e) Calculo do custo com consumo de energia de ponta da APE para
mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(18)
CTEPAi: Custo com tarifa de energia de ponta da APE em R$.
TEPAi: Tarifa energia de ponta da APE em R$/kWh.
f) Calculo do custo com consumo de energia fora de ponta da APE
para mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(19)
CTEFPAi: Custo com tarifa de energia fora de ponta da APE em R$.
TEFPAi: Tarifa energia fora de ponta da APE em R$/kWh.
25
g) Calculo do consumo de energia mensal da distribuidora para mês
i, onde i=1,2,3,...,12:
(20)
CTMDi: Consumo de energia mensal da distribuidora regional em kWh.
h) Calculo do consumo de energia mensal da comercializadora A
para mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(21)
CTMCAi: Consumo de energia mensal da comercializadora A em kWh.
i) Calculo do consumo de energia mensal da comercializadora B
para mês i, onde i=1,2,3,...,12:
(22)
CTMCBi: Consumo de energia mensal da comercializadora B em kWh.
j) Calculo do consumo de energia mensal da APE para mês i, onde
i=1,2,3,...,12:
(23)
CTMAi: Consumo de energia mensal da APE em kWh.
Para contabilizar a sobra ou falta de energia utiliza-se os dados da,
TABELA 3 fazendo a soma da energia contratada em cada mês e subtraindo a
soma da energia consumida em cada mês para o comercializador A,
comercializador B e APE.
a) Calculo sobra ou falta de energia contratada do comercializador
A:
∑ ∑
∑
∑ (24)
DIFCA: Diferença entre energia contratada e energia consumida do comercializador A
em kWh.
CTPCAi: Contrato de energia de ponta do comercializador A em kWh.
CTFPCAi: Contrato de energia fora de ponta do comercializador A em kWh.
26
b) Calculo sobra ou falta de energia contratada do comercializador
B:
∑ ∑
∑
∑ (25)
DIFCB: Diferença entre energia contratada e energia consumida do comercializador B
em kWh.
CTPCBi: Contrato de energia de ponta do comercializador B em kWh.
CTFPCBi: Contrato de energia fora de ponta do comercializador B em kWh.
c) Calculo sobra ou falta de energia contratada da APE:
∑ ∑
∑ ∑
(26)
DIFAPE: Diferença entre energia contratada e energia consumida da APE em kWh.
CTPAi: Contrato de energia de ponta da APE em kWh.
CTFPAi: Contrato de energia fora de ponta da APE em kWh.
Encontra-se os valores de custo ou lucro da diferença entre a energia
contratada e consumida multiplicando o valor da diferença pela tarifa de ponta
e fora de ponta média de compra de cada fornecedor, depois multiplicamos o
valor da diferença de cada fornecedor pelo PLD médio do ano de estudo. Em
seguida calcula-se o valor de custo na venda menos o valor de compra e
encontramos o valor de compra ou venda da diferença da energia.
a) Cálculo do PLD médio:
(27)
PLD: Valor de PLD médio dos meses do ano em estudo em R$/kWh.
PLDi: Valor de PLD do mês i, onde i=1,2,3,...,12 em R$/kWh.
b) Custo da diferença entre energia contratada e consumida do
comercializador A:
[ ] [ ∑ ∑
] (28)
CDIFCA: Valor de venda ou compra da diferença entre energia contratada e
energia consumida do comercializador A em R$.
c) Custo da diferença entre energia contratada e consumida do
comercializador B:
[ ] [ ∑ ∑
] (29)
27
CDIFCB: Valor de venda ou compra da diferença entre energia contratada e
energia consumida do comercializador B em R$.
d) Custo da diferença entre energia contratada e consumida da APE:
[ ] [ ∑ ∑
] (30)
CDIFAPE: Valor de venda ou compra da diferença entre energia contratada e
energia consumida da APE em R$.
Finalmente, com todos os dados calculados anteriormente, podemos
encontrar o consumo anual, custo total com energia incluindo encargos,
apresentar o valor do custo unitário anual de energia e custo unitário anual
considerando a venda ou compra de energia.
a) Calculo do consumo total anual de energia elétrica do distribuidor
regional:
∑ (31)
CTAD: Consumo total anual do distribuidor regional em kWh.
b) Calculo do consumo total anual de energia elétrica do
comercializador A:
∑ (32)
CTACA: Consumo total anual de energia elétrica do comercializador A em kWh.
c) Calculo do consumo total anual de energia elétrica do
comercializador B:
∑ (33)
CTACB: Consumo total anual de energia elétrica do comercializador B em kWh.
d) Calculo do consumo total anual de energia elétrica da APE:
∑ (34)
CTAAPE: Consumo total anual de energia elétrica da APE em kWh.
e) Calculo do consumo total anual de energia elétrica da empresa
estudada:
(35)
CTA: Consumo total anual de energia elétrica da empresa estudada em kWh.
28
f) Calculo do custo total anual de energia elétrica da empresa:
∑ ∑
∑
∑ ∑
∑ ∑
(36)
GTA: Custo total anual de energia elétrica da empresa em R$.
g) Calculo do custo unitário anual de energia elétrica da sem
considerar o acerto das diferenças de energia contratada e consumida:
(37)
CUE: Custo unitário anual de energia elétrica da empresa sem
considerar acerto das diferenças de energia em R$/kWh.
h) Calculo do custo unitário anual de energia elétrica da
considerando o acerto das diferenças de energia contratada e consumida:
(38)
CUEB: Custo unitário anual de energia elétrica da empresa considerando acerto das
diferenças de energia em R$/kWh.
i) Cálculo da diferença entre os gastos totais anuais com a
distribuidora de energia utilizando as tarifas ANEEL 2014 e as tarifas reais
cobradas.
(39)
ERRO: ERRO RELATIVO
GTAREAL: GASTO ANUAL COM TARIFAS DA DISTRIBUIDORA
GTAANEEL: GASTO ANUAL COM TARIFAS ANEEL 2014
j) Como os dados sobre preços da energia contratada eram
referentes a 2014 aplicamos um ajuste segundo variação do índice IGP-M -
Índ. geral de preços do mercado (CALCULO EXATO, 2015) para o período de
1 de Janeiro de 2014 até 1 de Julho de 2015, resultando em fator de
multiplicação 1,074476.
(40)
VALOR: VALOR A SER ATUALIZADO
FATOR: 1,074476
VALOR ATUALIZADO: VALOR AJUSTADO
29
4. DESENVOLVIMENTO DO TRABALHO
4.1. CASO BASE
Nesta seção utilizam-se os dados de consumo mensal por fornecedor,
tarifas e encargos e contratos de energia por fornecedor para comparação com
cenários de estudo para uma empresa de grande porte situada no estado do
Paraná que apresenta elevado consumo de energia para suprir sua produção e
de forma a melhorar seus gastos com energia tem contratos de compra
diversificados. A empresa em questão participa da CCEE como agente
consumidor livre, cuja energia elétrica é suprida através da compra de quatro
agentes supridores de energia elétrica: duas partes da energia elétrica a partir
dos agente comercializadores A e B respectivamente. (Mercado Livre), outra
parcela é contratada do distribuidor regional (COPEL) e também possui um
contrato de participação em uma usina hidroelétrica que fornece parte da
energia elétrica a um valor bem atrativo, esta última parcela pode ser
caracterizado como uma forma de autoprodução APE.
Os dados de consumo total de energia elétrica utilizados no estudo
foram retirados das faturas mensais disponibilizadas pela distribuidora de
energia regional responsável pela medição da empresa. A fatura apresenta os
valores de medição do consumo de energia elétrica total utilizada para cálculo
do CUSD, de ponta e fora de ponta. Os valores de medição da parcela de
energia elétrica contratada da distribuidora e a TE de ponta e fora de ponta, os
valores de demanda contratada de ponta e fora de ponta. E outros valores
referentes a medição de energia livre que também é feita pela distribuidora,
tarifa de iluminação pública e acerto de diferenças dos valores cobrados
referentes a TUSD devido a parte da energia que cabe a APE.
Na fatura mensal disponibilizada pela distribuidora regional os valores
da coluna de „GRANDEZA FATURADA‟ são multiplicados pelos seus
respectivos valores da coluna de „TARIFA‟ resultando nos valores da coluna
total, em seguida os valores de cada linha da coluna „VALOR TOTAL‟ são
30
somados resultando no valor total da fatura mensal (TABELA 1). Os impostos
ICMS, PIS e COFINS são aplicados sobre o valor total da tarifa utilizando o
método de cálculo “por dentro”. Chama-se “imposto por dentro” àquele cujo
valor imputado ao contribuinte compõe sua própria base de cálculo.
(TRIBUTÁRIO E CONCURSOS, 2015)
TABELA 1 – EXEMPLO DA FATURA DA DISTRIBUIDORA
Calcula-se a diferença do cálculo da fatura utilizando as tarifas da
ANEEL quando comparado ao valor da fatura real.
Além dos gastos com a fatura paga a distribuidora de energia, a
empresa tem faturas separadas dos contratos de energia firmados no mercado
livre e contratos referentes à APE (TABELA 2).
Uma das características do consumidor livre é a possibilidade de
adaptar os contratos do uso da energia elétrica contratada ao seu perfil de
consumo tentando conseguir o menor custo de energia para sua empresa. A
empresa em estudo tem seus contratos do uso da energia elétrica para cada
mês (TABELA 3).
FATURA DA DISTRIBUIDORA
HOROSSAZONAL AZUL
SUBGRUPO A2
DESCRIÇÃO GRANDEZA FATURADA TARIFA VALOR TOTAL
ENERGIA ELÉTRICA USD PONTA 536.650,00 kWh 0,014576 R$/kWh R$ 7.822,21
ENERGIA ELÉTRICA USD F. PONTA 12.864.919,00 kWh 0,014576 R$/kWh R$ 187.519,06
ENERGIA ELÉTRICA TE CER PONTA 62.266,00 kWh 0,228272 R$/kWh R$ 14.213,58
ENERGIA ELÉTRICA TE CER F. PONTA 1.492.693,00 kWh 0,139016 R$/kWh R$ 207.508,21
DEMANDA DISTR USD PONTA 15.000,00 kW 8,900523 R$/kWh R$ 133.507,85
DEMANDA DISTR USD F PONTA 33.550,00 kW 1,717277 R$/kWh R$ 57.614,64
DEVOLUÇÃO AJUSTE FATURAMENTO R$ 76.761,91
CONT ILUMIN PÚBLICA MUNICÍPIO R$ 37,27
SERVIÇO MENSAL DE MEDIÇÃO LIVRE R$ 427,40
VALOR TOTAL DA FATURA R$ 531.888,31
31
TABELA 2 – PEDIDO DE COMPRA DE ENERGIA DA EMPRESA
PEDIDO COMPRA COMERCIALIZADORA A
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
CONSUMO
CONSUMO PONTA kWh 370.000 370.000 370.000 370.000 370.000 370.000 370.000 370.000 370.000 370.000 370.000 370.000
CONSUMO F. PONTA kWh 8.066.960 6.869.460 8.066.960 8.203.040 8.066.960 8.203.040 8.066.969 8.151.330 8.611.280 7.223.260 7.794.800 7.574.350
CONSUMO TOTAL kWh 8.436.960 7.239.460 8.436.960 8.573.040 8.436.960 8.573.040 8.436.969 8.521.330 8.981.280 7.593.260 8.164.800 7.944.350
CUSTO
TARIFA PONTA R$/kWh
0,1853 0,1853 0,1853 0,1853 0,1853 0,1853 0,19457 0,19457 0,19457 0,19457 0,19457 0,19457
TARIFA F. PONTA R$/kWh
0,11285 0,11285 0,11285 0,11285 0,11285 0,11285 0,11849 0,11849 0,11849 0,11849 0,11849 0,11849
TARIFA PONTA COM IMPOSTO R$/kWh
0,283 0,283 0,283 0,283 0,283 0,283 0,297 0,297 0,297 0,297 0,297 0,297
TARIFA F. PONTA COM IMPOSTO
R$/kWh
0,172 0,172 0,172 0,172 0,172 0,172 0,181 0,181 0,181 0,181 0,181 0,181
TOTAL SEM IMPOSTO R$ 978917,44 843779,56 978917,44 994274,06 978917,44 994274,06 1027846,0
6 1037841,9
9 1092341,4
7 927874,98 995596,75 969475,63
TOTAL COM IMPOSTO R$ 1494530,4
4 1288213,0
7 1494530,4
4 1517975,6
7 1494530,4
4 1517975,6
7 1569230,6
2 1584491,5
9 1667696,9
0 1416603,0
2 1519995,0
4 1480115,4
7
FONTE: OS AUTORES, 2015
32
TABELA 2 – PEDIDO DE COMPRA DE ENERGIA DA EMPRESA PEDIDO COMPRA COMERCIALIZADORA B
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
CONSUMO
CONSUMO TOTAL kWh 1.488.00
0 1.344.000 906.000 1.440.000
1.488.000
1.090.000 386.000 1.488.000 1.382.00
0 30.000 1.145.000
1.488.000
CUSTO
TARIFA ENERGIA R$/kWh 0,138 0,138 0,138 0,138 0,138 0,138 0,138 0,138 0,138 0,138 0,138 0,138
TARIFA ENERGIA COM IMPOSTO
R$/kWh 0,211 0,211 0,211 0,211 0,211 0,211 0,211 0,211 0,211 0,211 0,211 0,211
TOTAL SEM IMPOSTO R$ 205909,8
6 185983,10 125372,54 199267,61
205909,86
150834,51
53414,79
205909,86
191241,55
4151,41
158445,42 205909,8
6
TOTAL COM IMPOSTO R$ 314366,2
0 283943,66 191408,45 304225,35
314366,20
230281,69
81549,30
314366,20
291971,83
6338,03
241901,41 314366,2
0
PEDIDO COMPRA APE
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
CONSUMO
CONSUMO TOTAL kWh 6.001.82
6 5.808.220
6.001.826
5.808.220 6.001.826 5.808.22
0 6.001.82
6 6.001.82
6 5.808.22
0 6.001.826
5.808.220
6.001.826
CUSTO
TARIFA ENERGIA R$/kWh 0,050 0,050 0,050 0,050 0,050 0,050 0,050 0,050 0,050 0,050 0,050 0,050
TARIFA ENERGIA COM IMPOSTO
R$/kWh 0,076 0,076 0,076 0,076 0,076 0,076 0,076 0,076 0,076 0,076 0,076 0,076
TOTAL SEM IMPOSTO R$ 300091,3
0 290411,00
300091,30
290411,00
300091,30
290411,00
300091,30
300091,30
290411,00
300091,30 290411,0
0 300091,3
0
TOTAL COM IMPOSTO R$ 458154,6
6 443375,57
458154,66
443375,57
458154,66
443375,57
458154,66
458154,66
443375,57
458154,66 443375,5
7 458154,6
6
FONTE: OS AUTORES, 2015
33
TABELA 3 – DADOS DE CONSUMO POR FORNECEDOR
COMSUMO MENSAL DE ENERGIA POR FORNECEDOR
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
DISTRBUIDORA REGIONAL kWh 1.644.240 1.520.980 1.703.760 1.548.000 1.659.120 1.641.600 1.703.760 1.644.240 1.576.800 1.547.520 1.519.200 1.659.120
COMERCIALIZADOR A kWh 6.512.540 8.402.680 9.292.700 6.652.680 7.887.260 9.066.550 8.188.500 8.029.060 9.192.370 8.801.510 6.971.270 9.034.780
COMERCIALIZADOR B kWh 0 1.915.800 872.290 0 0 919.310 0 0 1.100.250 1.283.070 0 678.850
APE kWh 3.571.180 5.429.070 6.001.830 3.983.650 5.621.430 5.808.220 5.854.860 5.767.200 5.808.220 5.993.760 4.915.820 6.001.830
TOTAL kWh 11.757.043 17.262.176 17.870.571 12.184.334 15.167.812 17.435.677 15.747.118 15.440.493 17.677.639 17.651.558 13.400.695 17.374.570
FONTE: OS AUTORES, 2015
34
Para retratar a situação da empresa no ano de 2014 apresentamos na
tabela abaixo gastos com contratos de energia para os meses de janeiro a
dezembro e o gasto anual da empresa (TABELA 4).
Por motivo de falta de dados sobre a composição da tarifa do uso do
sistema de distribuição - TUSD apresentada na fatura da distribuidora, que não
diferenciava a tarifa cobrada pelo contrato de APE, buscamos uma forma de
modelar o problema utilizando como referência de tarifa os valores publicados
pela ANEEL na resolução homologatória nº 1.541, de 20 de Junho de 2013
(ANEXO 1) para os meses de janeiro a julho e na resolução homologatória nº
1.740, de 24 de Junho de 2014 (ANEXO 2) para os meses de agosto a
dezembro. Estas resoluções homologam as tarifas de energia – TEs e as
tarifas de uso dos sistemas de distribuição – TUSDs referentes à Copel
Distribuição S.A..(TABELA 5)
Comparando os valores obtidos utilizando as tarifas da ANEEL com os
valores praticados pela distribuidora regional encontramos diferença de 6,57%,
considerado aceitáveis e validam o uso desta metodologia para cálculos das
faturas.
Para representar o cenário da empresa em 2015 iremos aplicar os
valores das tarifas e encargos reajustados pela ANEEL na resolução
homologatória nº 1.858, de 27 de Fevereiro de 2015 (ANEXO 3) e valores de
tarifas de contratos de energia com fornecedores e APE ajustados segundo
variação do índice IGP-M - Índ. geral de preços do mercado (CALCULO
EXATO, 2015). (TABELA 6)
35
TABELA 4 – CUSTO FINAL EM 2014
CUSTO FINAL
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
DISTRBUIDORA REGIONAL
R$ 518843,12 565426,35 605960,99 571123,38 556698,68 512051,04 776901,34 723026,59 506444,14 778933,25 860854,41 1151989,83
COMERCIALIZADOR A R$ 748357,63 967862,81 1069472,77 764324,44 906185,90 1043339,15 989384,98 968669,27 1111664,54 1065451,14 841138,17 1093370,28
COMERCIALIZADOR B R$ 0,00 265108,94 120707,74 0,00 0,00 127214,38 0,00 0,00 152252,90 177551,59 0,00 93939,45
APE R$ 178559,00 271453,50 300091,50 199182,50 281071,50 290411,00 292743,00 288360,00 290411,00 299688,00 245791,00 300091,50
TOTAL SEM IMPOSTO R$ 1445759,74 2069851,60 2096232,99 1534630,33 1743956,07 1973015,56 2059029,31 1980055,86 2060772,58 2321623,98 1947783,58 2639391,06
GASTO ANUAL R$ 23872102,68
CONSUMO ANUAL kWh 188.969.686
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/kWh 0,126
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/MWh 126,33
FONTE: OS AUTORES, 2015
TABELA 5 – CUSTO FINAL EM 2014 COM TARIFAS ANEEL
CUSTO FINAL
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
DISTRBUIDORA REGIONAL
R$ 534450,32 560392,47 587871,53 506774,45 548177,48 575732,75 724346,34 706903,18 730569,01 722117,08 666035,94 746742,81
COMERCIALIZADOR A R$ 748357,63 967862,81 1069472,77 764324,44 906185,90 1043339,15 989384,98 968669,27 1111664,54 1065451,14 841138,17 1093370,28
COMERCIALIZADOR B R$ 0,00 265108,94 120707,74 0,00 0,00 127214,38 0,00 0,00 152252,90 177551,59 0,00 93939,45
APE R$ 178559,00 271453,50 300091,50 199182,50 281071,50 290411,00 292743,00 288360,00 290411,00 299688,00 245791,00 300091,50
TOTAL SEM IMPOSTO R$ 1461366,95 2064817,72 2078143,53 1470281,40 1735434,87 2036697,27 2006474,32 1963932,45 2284897,46 2264807,81 1752965,11 2234144,04
GASTO ANUAL R$ 23353962,93
CONSUMO ANUAL kWh 188.969.686
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/kWh 0,124
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/MWh 123,59
FONTES: OS AUTORES, 2015
36
TABELA 6 – CUSTO FINAL PARA TARIFAS ANEEL 2015 COM CONSUMO 2014
CUSTO FINAL
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
DISTRBUIDORA REGIONAL R$ 1133139,83 1340422,88 1387521,05 1097964,76 1222147,47 1356735,66 1257048,84 1227199,78 1357534,52 1336641,00 1124727,92 1351128,74
COMERCIALIZADOR A R$ 748357,63 967862,81 1069472,77 764324,44 906185,90 1043339,15 989384,98 968669,27 1111664,54 1065451,14 841138,17 1093370,28
COMERCIALIZADOR B R$ 0,00 265108,94 120707,74 0,00 0,00 127214,38 0,00 0,00 152252,90 177551,59 0,00 93939,45
APE R$ 178559,00 271453,50 300091,50 199182,50 281071,50 290411,00 292743,00 288360,00 290411,00 299688,00 245791,00 300091,50
TOTAL SEM IMPOSTO R$ 2060056,46 2844848,13 2877793,05 2061471,70 2409404,87 2817700,18 2539176,82 2484229,05 2911862,97 2879331,73 2211657,09 2838529,98
GASTO ANUAL R$ 30936062,03
CONSUMO ANUAL kWh 188.969.686
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/kWh 0,164
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/MWh 163,71
FONTES: OS AUTORES, 2015
37
Estes valores serão utilizados para comparação com cenários
seguintes.
Para que seja possível mensurar o impacto causado pela inserção de
fontes renováveis na composição da carga de uma indústria, utilizaremos como
ponto de partida o caso base apresentado anteriormente.
A indústria estudada possui quatro fornecedores distintos. O primeiro
deles é a concessionária da região onde está alocada. Este fornecedor é
responsável por suprir aproximadamente 10% da carga total. Apesar de este
entregar energia ao preço mais alto entre todos os fornecedores, a
concessionária local possui uma importante característica estratégica, podendo
ter seu valor de energia contratado ajustado com antecedência de apenas 30
dias. Isto possibilita a indústria, em caso de necessidade de alteração na
demanda, alterar seu consumo para readequar as necessidades de produção.
O segundo fornecedor é a Comercializadora A, este fornecedor é
responsável pela maior parte da energia consumida, em torno de 50%, e
devido ao alto consumo da indústria pode oferecer preços atrativos no mercado
livre. O MWh fornecido pela concessionária A é calculado a partir do preço
regulamentado pela ANEEL, mais precisamente 85% do valor cobrado pela
distribuidora local. Apesar do contrato possibilitar variações dos gastos em
relação ao acordado no início do mesmo, este fornecedor sempre será
responsável pela maior parcela da carga da indústria.
O terceiro fornecedor que esta indústria possui é fruto de um contrato
de autogeração. Em parceria com outros investidores foi construída uma Usina
Hidroelétrica de médio porte e parte da energia gerada é entregue a indústria
com preços extremamente baixos. O valor cobrado por MWh é resultado da
soma dos custos de produção e também da parcela referente a amortização da
dívida contraída pelo grupo investidor para construção do empreendimento.
Esta energia proveniente da autogeração é entregue ao custo fixo de R$50,00
MWh. Este valor é o mais baixo entre todos os fornecedores, porém sua
quantidade é limitada de acordo com o contrato firmado entre as partes.
38
O quarto e último fornecedor que compõe a carga total da indústria é
uma comercializadora de energia. A Comercializadora B é responsável por
suprir demanda de energia nos meses em que o consumido for superior aos
contratos pré estabelecidos com a distribuidora local, comercializadora A e
Autogeração. Pelo fato de também ser um contrato pré estabelecido a indústria
conseguiu acertar essa parcela em um bom valor, R$ 125,00 MWh. Porém a
quantidade máxima também é limitada e só pode ser usada para suprir uma
pequena parcela que não pôde ser contemplada nos outros contratos.
Estabelecidos os fornecedores e seus tipos de contratos é possível
perceber que a parcela proveniente da distribuidora local não deve ser alterada
já que esta existe como forma de segurança no suprimento e flexibilidade de
demanda. A parcela da Autogeração possui o melhor dos preços e por isso
deve não deve ser alterada. Pelo contrário, é importante perceber que uma
indústria que possui autogeração conseguirá sempre nesta fonte seu menor
custo médio e por isto este tipo de investimento se mostra muito interessante
para aqueles que podem fazê-lo. A comercializadora B é utilizada para suprir
energia excedente ao planejado e acaba sendo uma forma de contrato
interessante por possuir preços menores ao PLD associado no mês de
contabilização.
Resta então discutir a parcela da comercializadora A. Esta é referente
ao ambiente de contratação livre, onde as partes firmam contrato bilateral
registrado na CCEE. O valor do MWh é negociado de acordo com as
quantidades e prazos que a indústria necessita. É sobre esta parcela que é
proposta a substituição por energias renováveis alternativas e incentivadas já
que é necessário manter a segurança e flexibilidade dada pela distribuidora
local e aproveitar os bons preços fornecidos pela auto geração. Devido a
variação da carga em relação ao planejado sempre poderá haver energia
contratada para suprir uma demanda acima do previsto. Contratos como este
sempre serão bem-vindos, pois caso contrário a indústria estará sujeita aos
preços de liquidação de diferenças.
39
4.2. CENÁRIO 1
Dá-se a importância deste cenário para analisarmos a situação geral
da energia renovável no Brasil e sua competitividade frente ao setor elétrico.
Serão considerados valores referentes aos leilões de energia alternativa
realizados desde o inicio desta modalidade. Os leilões foram compostos pelas
diversas formas de energia alternativa. Energias eólica, biomassa e solar.
A princípio serão apenas citados os valores ofertados em cada leilão
para cada ano até que chegue ao ano de 2014 onde enfim poderá ser
considerado para comparação com os custos realizados pela empresa. O
primeiro deles é relativo ao leilão de energia realizado em 2007, primeiro leilão
exclusivo para energias renováveis. Este leilão disponibilizou energias
provenientes de usinas termelétricas a biomassa e PCH´s. O preço médio final
ficou em R$137,32 por MWh e representou um acréscimo de uma potência
instalada total de 638,34MW. Esta energia foi entregue em 2010 conforme
previa o leilão. Nesta ocasião a energia das PCH´s foi vendida em média a
R$134,99, preço mais baixo que os R$138,85 das fontes a partir de biomassa.
Os empreendimentos se localizavam em quase sua totalidade nas regiões
sudeste e sul e o bagaço de cana foi a fonte alternativa mais utilizada. (EPE,
2015).
Em agosto de 2010 foi realizado mais um leilão de energias
renováveis, nesta ocasião também foi vendida energia proveniente de fonte
eólica. Conforme pode ser visto na FIGURA 4.1, a energia eólica obteve os
valores mais baixos, seguidos pelas PCH´s e biomassa. O preço médio final do
leilão ficou em R$135,48 MWh, porém alguns empreendimentos chegaram a
negociar energia a R$125,07 MWh.
O leilão era para energias A-3 e de reserva. As energias vendidas em
leilão A-3 são para destinadas especificamente ao suprimento da demanda de
mercado indicada pelas distribuidoras de eletricidade para daqui a três anos.
Todos os empreendimentos contratados nesta licitação entraram em operação
em 1° de janeiro de 2013. O Leilão de Reserva contrata um estoque de
40
geração de energia elétrica além do montante necessário para atender à
demanda dos consumidores. O objetivo é aumentar a segurança e a garantia
de fornecimento de eletricidade no país(EPE, 2010).
Em entrevista coletiva concedida ao final dos dois Leilões, o presidente
da Empresa de Pesquisa Energética – EPE, Mauricio Tolmasquim, afirmou que
os resultados dos certames propiciaram uma quebra de paradigmas no setor
elétrico brasileiro. Primeiro, em função de a fonte eólica ter se constituído na
mais barata entre as negociadas. Segundo, pelo preço competitivo da grande
quantidade de energia contratada proveniente de fontes alternativas (EPE,
2015).
FIGURA 4.1 – LEILÃO DE ENERGIAS RENOVAVEIS 2010
FONTE: EPE (2010)
O Leilão de Energia de Fontes Alternativas 2015, realizado pela Aneel
em 27 de abril contratou energia de 11 usinas geradoras, sendo oito térmicas e
três eólicas, obtendo um deságio médio de 1,96%.
O preço médio da energia negociada ficou em R$ 199,97 por
megawatt-hora (MWh), contra o preço médio inicial de R$ 215 por MWh. Os
empreendimentos estão localizados nos Estados de São Paulo, Minas Gerais e
Bahia.
O preço de venda das usinas eólicas ficou em R$ 177,47 por MWh,
com prazo de entrega da energia a partir de 1º de janeiro de 2016. As térmicas
a biomassa tiveram preço de R$ 209,91 por MWh, e a entrega da energia
ocorrerá a partir de 1º de julho de 2017.
Ao todo, o Leilão de Fontes Alternativas 2015 negociou R$ 3,4 bilhões,
segundo a CCEE(CCEE, 2015).
41
Os leilões citados acima foram os primeiros exclusivos para Fontes
Alternativas, apesar de serem poucos já mostram maturidade frente aos leilões
convencionais. A FIGURA 4.2 mostra a evolução da média dos preços.
FIGURA 4.2 – PREÇO MÉDIO NOS LEILÕES DE ENERGIA RENOVÁVEL.
FONTE: OS AUTORES, (2015).
Sugere-se então a aplicação do preço médio realizado no leilão de
energias renováveis de 2015 para substituição da parcela de energia referente
à comercializadora A, fruto de negociação no ambiente de contratação livre.
Este cenário não especifica qual o tipo de fonte, equivale ao preço médio
ofertado entre todas as fontes no leilão de energias renováveis.
Vale lembrar que agentes consumidores no ACL não podem comprar
energia nos leilões. Esta energia é leiloada para suprir a demanda das
distribuidoras, portanto não representa valor exato de venda para
consumidores livres, porém apresenta uma referência dos preços que também
poderia ser usada no ACL.
No cenário 1 trata-se de valores para tarifa de energia de fontes renováveis e
aplica-se as equações da metodologia geral utilizando tarifas TUSD
homologados pela ANEEL para o ano 2015, substituindo os preços da energia
contratada no mercado livre pelos valores encontrados em pesquisa sobre
fontes renováveis.
Como os dados sobre preços da energia contratada eram referentes a 2014
aplicamos um ajuste segundo variação do índice IGP-M - Índ. geral de preços
0
50
100
150
200
250
2006 2008 2010 2012 2014 2016
Val
or
mé
dio
do
Le
ilão
(R
$/M
Wh
)
Ano de Realização do Leilão
42
do mercado (CALCULO EXATO, 2015) para o período de 1 de Janeiro de 2014
até 1 de Julho de 2015, resultando em fator de multiplicação 1,074476.
Os valores de leilões de energia de fontes alternativas (eólica,
biomassa e solar) foram retirados do site da EPE. Para desenvolvimento dos
cálculos e comparação com os cenários propostos foi utilizado o valor médio
composto pelos preços dessas fontes de energia.
Esses valores foram substituídos no preço das parcelas de energia referentes
ao consumo dos contratos com as comercializadoras A e B. Os valores
referentes ao consumo do contrato de autoprodução não foram alterados.
No final são calculados os custos finais para ano de 2015 considerando
os valores de tarifas do distribuidor e encargos ajustados pela ANEEL na
resolução homologatória nº 1.858, de 27 de Fevereiro de 2015 (Anexo 3) e
aplicamos descontos de 50%, 100% e sem desconto nas TUSDs da parcela de
energia referente ao consumo dos contratos com as comercializadoras A e B.
Assim, aplicando o valor de 199,97 R$/MWh no preço de energia
contratada e simulamos o custo final utilizando o consumo da empresa em
2014 conforme apresentado na TABELA 7.
Simulamos os mesmo resultados para os cenários de desconto no
CUSD em 50% e 100%, obtendo resultados mostrados na TABELA 8.
43
TABELA 7 – CUSTO FINAL UTILIZANDO FONTES RENOVÁVEIS
CUSTO FINAL
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
DISTRBUIDORA REGIONAL R$ 1133139,76 1340273,86 1387520,98 1097964,69 1222147,40 1356735,59 1257048,78 1227199,72 1357534,46 1336640,93 1124727,86 1351128,74
COMERCIALIZADOR A R$ 1302312,62 1680283,92 1858261,22 1330336,42 1577215,38 1813038,00 1637454,35 1605571,13 1838198,23 1760037,95 1394044,86 1806684,96
COMERCIALIZADOR B R$ 0,00 383102,53 174431,83 0,00 0,00 183834,42 0,00 0,00 220016,99 256575,51 0,00 135749,63
APE R$ 178559,00 271453,50 300091,50 199182,50 281071,50 290411,00 292743,00 288360,00 290411,00 299688,00 245791,00 300091,50
TOTAL SEM IMPOSTO R$ 2614011,39
GASTO ANUAL R$ 39387066,23
CONSUMO ANUAL kWh 188.969.686
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/kWh 0,208
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/MWh 208,48
FONTE: OS AUTORES, 2015
TABELA 8 – DESCONTOS NA TUSD DE FONTES RENOVÁVEIS
CUSTO FINAL
CENÁRIO1 CENÁRIO 1 (TUSD 50%) CENÁRIO 1 (TUSD 100%)
GASTO ANUAL
R$ 39.387.066,231940 R$ 35.933.333,788090 R$ 32.479.601,344240
CONSUMO ANUAL
188.924.609 kWh 188.924.609 kWh 188.924.609 kWh
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/kWh
R$ 0,20848 R$ 0,190199 R$ 0,171918
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/MWh
R$ 208,480 R$ 190,199 R$ 171,918
FONTE: OS AUTORES, 2015
44
O custo médio anual para o cenário onde a parcela consumidas pelo
contratos no mercado livre foi substituída pela compra de energia de fonte
renovável foi de 208,48 R$/MWh quando não foi aplicado nenhum desconto na
TUSD, chegando a 171,91 R$/MWh quando aplicado desconto de 100% no
valor da TUSD.
Neste caso, o custo médio anual em 2015 quando aplicado desconto
de 100% na TUSD apresentou-se 5,01% acima do custo da empresa no caso
base.
4.3. CENÁRIO 2
Quando o assunto é energias renováveis pode-se dizer que a Energia
Eólica é hoje no Brasil e no mundo a menina dos olhos. A energia eólica sofreu
um crescimento extremamente rápido na última década. A Europa continua a
ser o maior produtor de energia eólica, apesar do arranque de outros mercados
(EUA, India, China) nos anos recentes (FIGURA 4.3).
FIGURA 4.3 – CRESCIMENTO CAPACIDADE INSTALADA GW DE BASE EÓLICA
FONTE: CELT (2013)
Este crescimento trouxe consequências muito positivas principalmente
no que diz respeito ao custo médio de produção do MWh a partir desta fonte.
45
Além das vantagens ambientais e sociais a energia eólica carrega
características que se destacam frente as outras fontes, como o tempo de
instalação e a complementariedade com as fontes hídricas já que as cheias
dos rios seguem a direção inversa dos melhores ventos para geração eólica
como pode ser visto na (FIGURA 4.4) e (FIGURA 4.5) relacionando as
gerações eólica e hídrica, de acordo com as características sazonais.
Encontramos complementariedade na operação, um exemplo são geradores
eólicos alimentando bombas de água para encher os reservatórios.
FIGURA 4.4 – COMPLEMENTARIDADE DAS GERAÇÕES DE ENERGIA - VENTO NO SUL E
HIDRO NO SUDESTE FONTE: ECEN (2013)
FIGURA 4.5 – ESQUEMA DA COMPLEMENTARIDADE HÍDRICA – EÓLICA
FONTE: NOTA POSITIVA (2012)
Outra forma de perceber o desenvolvimento da energia eólica é
analisar o histórico dos preços nos leilões de energia. A energia eólica tem
ofertado preços mais baixos que as demais fontes alternativas e entre as
renováveis só perde para as usinas hidroelétricas de grande porte.
46
Historicamente os preços nos leilões têm baixado e neste momento de crise
energética onde o PLD se elevou consideravelmente a energia eólica foi
presenteada com competitividade e viabilidade para novos empreendimentos.
No leilão de 2009 o custo estimado para o MW em novos investimentos de
energia eólica ficou em 5,21 milhões de reais por MW, para em 2011 já cair a
3,71 milhões. (FIGURA 4.6)
FIGURA 4.6 - EVOLUÇÃO DOS PREÇOS PARA ENERGIA EÓLICA
FONTE: BRAZIL ENERGY (2012)
Com isto, os investimentos e a capacidade instalada em geração eólica
só aumentaram desde então se tornando talvez a mais importante energia
alternativa no momento. Espera-se atingir mais de 11GW instalados até 2020
conforme estudos da EPE. (FIGURA 4.7)
FIGURA 4.7 - EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA NO BRASIL
FONTE: BRAZIL ENERGY (2012)
47
No cenário 2 utiliza-se de valores para tarifa de energia de fontes
eólicas e aplica-se as equações da metodologia geral utilizando tarifas ANEEL
2015, substituindo os valores da energia contratada no mercado livre pelos
valores encontrados em pesquisa sobre fontes renováveis.
Como os dados sobre preços da energia contratada eram referentes a
2014 aplicamos um ajuste segundo variação do índice IGP-M - Índ. geral de
preços do mercado (CALCULO EXATO, 2015).
Os valores de leilões de energia de fontes eólica foram retirados do site
da EPE. Para desenvolvimento dos cálculos e comparação com os cenários
propostos foi utilizado o preço do último leilão realizado de fontes de energia
eólica.
Esses valores foram substituídos no preço das parcelas de energia
referentes ao consumo dos contratos com as comercializadoras A e B. Os
valores referentes ao consumo do contrato de autoprodução não foram
alterados.
No final são calculados os custos finais para ano de 2015 considerando
os valores de tarifas do distribuidor e encargos ajustados pela ANEEL na
resolução homologatória nº 1.858, de 27 de Fevereiro de 2015 (Anexo 3) e
aplicamos descontos de 50%, 100% e sem desconto nas TUSDs da parcela de
energia referente ao consumo dos contratos com as comercializadoras A e B.
Para este cenário “Energia Eólica” para substituição de parcela
contratada no mercado livre tomaremos o preço pago por MWh produzido a
partir de fonte Eólica em leilão realizado para fontes alternativas em Abril de
2015 (R$177,47 MWh). A partir deste valor será calculado o custo total com
energia para indústria em caso de substituição da fonte. Utilizaremos tarifas
reguladas pela ANEEL para 2015 a título de fidelização ao caso real.
Aplicando o valor de R$/MWh de 177,77 nas tarifas de energia
contratada e simulamos o custo final utilizando o consumo da empresa em
2014 (TABELA 9).
Simulamos os mesmo resultados para os cenários de desconto no
CUSD em 50% e 100%, obtendo resultados mostrados na (TABELA 10).
48
O custo médio anual para o cenário onde a parcela consumidas pelo
contratos no mercado livre foi substituída pela compra de energia de fonte
eólica foi de 196,00 R$/MWh quando não foi aplicado nenhum desconto na
TUSD, chegando a 159,43 R$/MWh quando aplicado desconto de 100% no
valor da TUSD.
Neste caso, comparando o custo médio anual em 2015 quando não
aplicado desconto na TUSD foi de 27,35% acima do custo da empresa no caso
base. Mas este cenário muda quando aplicamos desconto de 100% na TUSD o
custo médio anual passa a ser 2,61% abaixo do custo da empresa no caso
base, estes foram os melhores resultados obtidos nas simulações, mostrando
que o desconto na TUSD faz com que esta fonte de energia se torne
competitiva no mercado.
49
TABELA 9 – CUSTO FINAL UTILIZANDO FONTES EÓLICAS
CUSTO FINAL
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
DISTRBUIDORA REGIONAL R$ 1133139,76 1340273,86 1387520,98 1097964,69 1222147,40 1356735,59 1257048,78 1227199,72 1357534,46 1336640,93 1124727,86 1351128,74
COMERCIALIZADOR A R$ 1155780,47 1491223,62 1649175,47 1180651,12 1399752,03 1609040,63 1453213,10 1424917,28 1631369,90 1562003,98 1237191,29 1603402,41
COMERCIALIZADOR B R$ 0,00 339997,03 154805,31 0,00 0,00 163149,95 0,00 0,00 195261,37 227706,43 0,00 120475,51
APE R$ 178559,00 271453,50 300091,50 199182,50 281071,50 290411,00 292743,00 288360,00 290411,00 299688,00 245791,00 300091,50
TOTAL SEM IMPOSTO R$ 2467479,24
GASTO ANUAL R$ 37.029.033
CONSUMO ANUAL kWh 188.969.686
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/kWh 0,20
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/MWh 196,00
FONTE: OS AUTORES, 2015
TABELA 10 – DESCONTO NA TUSD DE ENERGIA EÓLICA
CUSTO FINAL
CENÁRIO 2 CENÁRIO 2 (TUSD 50%) CENÁRIO 2 (TUSD 100%)
GASTO ANUAL
R$ 37.029.033,156940 R$ 33.575.300,713090 R$ 30.121.568,269240
CONSUMO ANUAL
188.924.609 kWh 188.924.609 kWh 188.924.609 kWh
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/kWh
R$ 0,19600 R$ 0,177718 R$ 0,159437
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/MWh
R$ 195,999 R$ 177,718 R$ 159,437
FONTE: OS AUTORES, 2015
50
4.4. CENÁRIO 3
Impulsionadas pelo elevado preço da energia no mercado livre, as
usinas de biomassa ampliaram em 35% sua geração de eletricidade em 2013,
com aumento de 21% na capacidade instalada em relação ao ano anterior.
Os números fazem parte de levantamento realizado pela Safira Energia
e mostra que a capacidade instalada do segmento passou de 7.342 megawatts
(MW) em 2012 para 8.870 MW em 2013, e geração subiu de 1.445 para 1.946
megawatts médios.
Segundo Fábio Cuberos (Safira Energia), o crescimento da geração de
energia nas usinas de biomassa em ritmo superior à expansão da capacidade
instalada indica que os proprietários dessas unidades aproveitaram o momento
de preços elevados no mercado livre para gerar mais e, assim, obter lucros
adicionais. No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que responde pela maior
parte da geração de eletricidade no Brasil, o preço médio da energia saltou de
R$ 23,14 MWh em janeiro de 2012 para R$ 290,72 MWh em dezembro de
2013 e, desde fevereiro de 2014, tem se mantido em média, próximo ao valor
máximo permitido pela ANEEL, de R$ 822,83(LORENZO, 2014).
Com a elevação do PLD os produtores passaram a se interessar por
ofertar a energia, muitas vezes como produzida como cogeração, nos leilões
de energia organizados pela ANEEL. No vigésimo leilão de energia nova, A-5
de 2014, oito empreendimentos de geração a partir de biomassa foram
contratados. Estima-se que essa quantidade de bioeletricidade anual, gerada
principalmente durante o período de escassez de chuvas, significará evitar, por
um período de 25 anos, a emissão de mais de 400 mil toneladas de CO2/ano,
calculada com base no fator de emissão do ano de 2013 (UNICA, 2014).
Entre as oito contratações no leilão de 2014 seis eram para geração a
partir do bagaço de cana e dois para cavaco de madeira. Os preços variaram
entre R$ 197,00 e R$ 207,32. Apesar deste certame mostrar sucesso para este
tipo de geração, os preços ainda se mantiveram aproximadamente R$ 40,00
mais caros que a energia eólica e R$ 70,00 comparado as fontes
convencionais (EPE, 2014).
Segundo o gerente de bioeletricida da União da Indústria de Cana-de-
Açúcar (UNICA) Zilmar Souza, o Brasil precisa continuar a melhorar as
51
condições e o preço para a biomassa, reconhecendo seus atributos e criando
um programa específico para viabilizar a entrada dos retrofits nos leilões
regulados. Ao final de 2014 apenas 170 usinas exportavam energia para a rede
e outras 200 produziam para o autoconsumo.
Segundo o presidente da COGEN estima-se que uma usina com
capacidade para gerar 100MW a partir de biomassa custe em torno de 300
milhões de reais. Mas o maior dos entraves para o setor está na oscilação do
preço da energia no mercado. Para o diretor técnico da ÚNICA, Antônio de
Pádua Rodriguez, devido a necessidade de se adequar a contratos de longo
prazo, 15, 20, 25 anos, a biomassa acaba se tornando inviável muitas vezes.
Os leilões de energia incentivam o incremento de oferta de biomassa, porém o
preço não tem sido muito atrativo, nunca tendo superado os R$ 280,00.
Para desenvolvimento do estudo do cenário “Biomassa” será utilizado o
preço médio ofertado pelas oito usinas contratadas no Leilão A-5 de 2014
(FIGURA 4.8).
FIGURA 4.8 - MÉDIA DE PREÇOS OFERTADOS EM LEILÃO 2014 PARA BIOMASSA
FONTE: EPE (2014)
No cenário 3 tratamos de valores para tarifa de energia de fontes
biomassa e aplicamos as equações da metodologia geral utilizando tarifas
ANEEL 2015, substituindo os valores da energia contratada no mercado livre
pelos valores encontrados em pesquisa sobre fontes renováveis.
Como os dados sobre preços da energia contratada eram referentes a
2014 aplicamos um ajuste segundo variação do índice IGP-M - Índ. geral de
preços do mercado. (CALCULO EXATO, 2015)
Os valores de leilões de energia de fontes de biomassa foram retirados
do site da EPE. Para desenvolvimento dos cálculos e comparação com os
EMPRESA UF COMBUSTIVEL LANCE (R$)
CENTRO NORTE ENERGIA SOCIEDADE ANÔNIMA GO BAGAÇO DE CANA 205,23
USINA DELTA S.A MG BAGAÇO DE CANA 197,00
GUARANI S.A SP BAGAÇO DE CANA 198,50
USINA IACANGA DE AÇUCAR E ALCOOL S.A SP BAGAÇO DE CANA 201,90
CERRADINHO BIOENERGIA S.A. GO BAGAÇO DE CANA 199,93
Ferrari Termoelétrica S.A. SP BAGAÇO DE CANA 202,00
YSER PARTICIPAÇÕES ENERGIA LTDA AC CAVACO DE MADEIRA 206,90
YSER TIMBERLAND INVESTMENT ENERGY SA MS CAVACO DE MADEIRA 207,32
202,35PREÇO MÉDIO
52
cenários propostos foi utilizado o preço do último leilão realizado de fontes de
biomassa.
Esses valores foram substituídos no preço das parcelas de energia
referentes ao consumo dos contratos com as comercializadoras A e B. Os
valores referentes ao consumo do contrato de autoprodução não foram
alterados.
No final são calculados os custos finais para ano de 2015 considerando
os valores de tarifas do distribuidor e encargos ajustados pela ANEEL na
resolução homologatória nº 1.858, de 27 de Fevereiro de 2015 (Anexo 3) e
aplicamos descontos de 50%, 100% e sem desconto nas TUSDs da parcela de
energia referente ao consumo dos contratos com as comercializadoras A e B.
Aplicando o valor de R$/MWh de 202,35 nas tarifas de energia
contratada e simulando o custo final utilizado o consumo da empresa em 2014
(TABELA 11).
Simulando os mesmo resultados para os cenários de desconto no
CUSD em 50% e 100%, obtendo resultados mostrados na TABELA 12.
O custo médio anual para o cenário onde a parcela consumidas pelo
contratos no mercado livre foi substituída pela compra de energia de fontes de
biomassa foi de 209,80 R$/MWh quando não foi aplicado nenhum desconto na
TUSD, chegando a 173,23 R$/MWh quando aplicado desconto de 100% no
valor da TUSD.
Neste caso, comparando o custo médio anual em 2015 quando
aplicado desconto de 100% na TUSD foi de 5,82% acima do custo da empresa
no caso base.
53
TABELA 11 – CUSTO FINAL UTILIZANDO FONTES DE BIOMASSA
CUSTO FINAL
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
DISTRBUIDORA REGIONAL R$ 1133139,76 1340273,86 1387520,98 1097964,69 1222147,40 1356735,59 1257048,78 1227199,72 1357534,46 1336640,93 1124727,86 1351128,74
COMERCIALIZADOR A R$ 1317812,47 1700282,30 1880377,85 1346169,80 1595987,06 1834616,39 1656942,98 1624680,29 1860076,07 1780985,55 1410636,48 1828187,73
COMERCIALIZADOR B R$ 0,00 387662,13 176507,88 0,00 0,00 186022,38 0,00 0,00 222635,59 259629,21 0,00 137365,30
APE R$ 178559,00 271453,50 300091,50 199182,50 281071,50 290411,00 292743,00 288360,00 290411,00 299688,00 245791,00 300091,50
TOTAL SEM IMPOSTO R$ 2629511,23 3699671,79 3744498,21 2643316,99 3099205,96 3667785,36 3206734,75 3140240,01 3730657,11 3676943,70 2781155,34 3616773,27
GASTO ANUAL R$ 39.636.494
CONSUMO ANUAL kWh 188.969.686
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/kWh 0,21
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/MWh 209,80
FONTE: OS AUTORES, 2015
TABELA 12 – DESCONTO NA TUSD DE ENERGIA BIOMASSA
CUSTO FINAL
CENÁRIO 3 CENÁRIO 3 (TUSD 50%) CENÁRIO 3 (TUSD 100%)
GASTO ANUAL
R$ 39.636.493,730540 R$ 36.182.761,286690 R$ 32.729.028,842840
CONSUMO ANUAL
188.924.609 kWh 188.924.609 kWh 188.924.609 kWh
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/kWh
R$ 0,20980 R$ 0,191520 R$ 0,173239
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/MWh
R$ 209,801 R$ 191,520 R$ 173,239
FONTE: OS AUTORES, 2015
54
4.5. CENÁRIO 4
O Brasil deu mais um passo em relação ao desenvolvimento da
energia solar. Sucesso no Leilão de Reserva, que aconteceu no dia 31 de
outubro, a fonte tende a deslanchar no país, assim como aconteceu com a
energia eólica. Os preços foram mais competitivos do que o governo esperava
- o leilão registrou um deságio de 17,89% para a fonte solar. Após cerca de oito
horas de competição, o preço caiu de um teto de R$ 262/MWh para um valor
médio de R$ 215,12/MWh. Foi contratada energia de 31 projetos, que somam
202,1 MW médios, sendo a capacidade instalada injetada de 889,6 MW e a
capacidade total de 1.048 MWp.
Rodrigo Sauaia, diretor Executivo da Associação Brasileira de Energia
Solar Fotovoltaica, diz que o leilão representa um marco histórico para o setor.
Ele comenta que a energia contratada representa quase 20 vezes toda a
capacidade instalada da fonte no país e 70 vezes a capacidade de energia
solar que está conectada na rede. Mas, apesar de todo o entusiasmo com o
resultado do certame, ele alerta que muito trabalho ainda precisa ser feito para
que a fonte se consolide de forma sustentável, a começar pela atração da
cadeia produtiva para o país. Para que um investidor consiga financiamento do
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, o que é crucial para
a competitividade de um projeto, é preciso um mínimo de conteúdo nacional.
No entanto, ele acredita que a tendência para os preços da solar
fotovoltaica é de queda no médio prazo. Para Tolmasquim, o certame serviu
para o governo ter uma sensibilidade de preços para a fonte obtida por meio do
estímulo a competição entre os investidores. “Não dá para antecipar os preços
no futuro, mas a tendência é de que sejam menores. Mas podemos dizer que
temos a energia solar com um dos preços mais baixos do mundo, em cerca de
US$ 90/MWh e que nos equipara a outros países do mundo”, destacou.
Segundo o Plano Decenal de Energia 2023, a idéia é que sejam contratados
3,5 GW até o final do horizonte, montante considerado conservador após o
resultado do leilão.
Outro fator importante e que aumenta a competitividade, diz o diretor
da Absolar, é a questão tributária. Para ele, isso pode ser trabalhado não só a
55
nível federal, como também estadual e municipal. Um exemplo, comenta, foram
os dos projetos localizados na região de Dracenas, em São Paulo. Foram
vendidos quatro projetos na região a um preço de R$ 217,75/MWh. "A Câmara
de Vereadores local aprovou a isenção de ISS para esses projetos.
Obviamente, isso impacta positivamente a competitividade dos projetos
realizados na região. Isso também é uma forma de conseguir trazer um preço
mais atrativo para a sociedade brasileira, através do equacionamento da
política tributária", comenta.(CANAL ENERGIA, 2015)
No cenário 4 trata-se de valores para tarifa de energia de fontes
solares e aplicamos as equações da metodologia geral utilizando tarifas
ANEEL 2015, substituindo os valores da energia contratada no mercado livre
pelos valores encontrados em pesquisa sobre fontes renováveis.
Como os dados sobre preços da energia contratada eram referentes a
2014 aplicamos um ajuste segundo variação do índice IGP-M - Índ. geral de
preços do mercado (CALCULO EXATO, 2015).
Aplicando o valor de R$/MWh de 215,12 nas tarifas de energia
contratada e simulamos o custo final utilizando o consumo da empresa em
2014 (TABELA 16).
Simulamos os mesmo resultados para os cenários de desconto no
CUSD em 50% e 100%, obtendo resultados interessantes (TABELA 13)
Simulando os mesmo resultados para os cenários de desconto no
CUSD em 50% e 100%, obtendo resultados mostrados na TABELA 14.
O custo médio anual para o cenário onde a parcela consumidas pelo
contratos no mercado livre foi substituída pela compra de energia de fonte de
solar foi de 216,88 R$/MWh quando não foi aplicado nenhum desconto na
TUSD, chegando a 180,32 R$/MWh quando aplicado desconto de 100% no
valor da TUSD.
Neste caso, comparando o custo médio anual em 2015 quando
aplicado desconto de 100% na TUSD foi de 10,15% acima do custo da
empresa no caso base.
56
TABELA 16 – CUSTO FINAL UTILIZANDO FONTES SOLARES
CUSTO FINAL
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
DISTRBUIDORA REGIONAL R$ 1133139,76 1340273,9 1387521 1097964,7 1222147,4 1356735,6 1257048,8 1227199,7 1357534,5 1336640,9 1124727,9 1351128,7
COMERCIALIZADOR A R$ 1400977,6 1807584,5 1999045,6 1431124,5 1696707,4 1950396,2 1761510,1 1727211,4 1977462,6 1893380,8 1499659,6 1943561,9
COMERCIALIZADOR B R$ 0 412126,9 187647,02 0 0 197761,97 0 0 236685,78 276014,02 0 146034,21
APE R$ 178559 271453,5 300091,5 199182,5 281071,5 290411 292743 288360 290411 299688 245791 300091,5
TOTAL SEM IMPOSTO R$ 2712676,37 3831438,8 3874305,1 2728271,7 3199926,3 3795304,8 3311301,9 3242771,1 3862093,9 3805723,8 2870178,5 3740816,3
GASTO ANUAL R$ 40974808,5
CONSUMO ANUAL kWh 188.969.686
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/kWh 0,21688444
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/MWh 216,884443
FONTE: OS AUTORES, 2015
TABELA 17 – DESCONTO NA TUSD DE ENERGIA SOLAR
CUSTO FINAL
CENÁRIO 4 CENÁRIO 4 (TUSD 50%) CENÁRIO 4 (TUSD 100%)
GASTO ANUAL
R$ 40.974.808,502440 R$ 37.521.076,058590 R$ 34.067.343,614740
CONSUMO ANUAL
188.924.609 kWh 188.924.609 kWh 188.924.609 kWh
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/kWh
R$ 0,21688 R$ 0,198603 R$ 0,180322
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/MWh
R$ 216,884 R$ 198,603 R$ 180,322
FONTE: OS AUTORES, 2015
57
4.6. CENÁRIO 5
Para mostrar uma das vantagens do consumidor livre foi feita uma
simulação para o cenário em que toda energia consumida pela empresa seja
contratada da distribuidora de energia regional utilizando como referencia de
valores de tarifas e encargos a Resolução ANEEL Nº 1.858, de 27 de fevereiro
de 2015 (TABELA 15).
O custo médio anual para o cenário onde toda energia consumida pela
empresa foi substituída pela compra de energia no mercado cativo foi de
307,24 R$/MW. Este foi o cenário que apresentou a maior diferença quando
comparado com o caso base, 87,68%, e mostra as vantagens financeiras do
consumidor se tornar uma agente livre.
58
TABELA 18 – CUSTO FINAL NO MERCADO CATIVO
CUSTO FINAL
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
DISTRBUIDORA REGIONAL R$ 3671862,58 5286686,55 5463140,00 3778518,94 4659193,66 5334548,78 4836523,67 4739091,86 5409013,91 5405650,87 4146528,13 5329034,83
COMERCIALIZADOR A R$ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
COMERCIALIZADOR B R$ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
APE R$ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
TOTAL SEM IMPOSTO R$ 3671862,58 5286686,55 5463140,00 3778518,94 4659193,66 5334548,78 4836523,67 4739091,86 5409013,91 5405650,87 4146528,13 5329034,83
GASTO ANUAL R$ 58059793,78
CONSUMO ANUAL kWh 188.969.686
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/kWh 0,307
CUSTO MÉDIO ANUAL R$/MWh 307,24
FONTE: OS AUTORES, 2015
59
5. RESULTADOS
Comparando os resultados obtidos podemos perceber que a energia
de fonte eólica foi a que apresentou melhores resultados, seguida da biomassa
e solar. O cenário 1 considerando a média dos valores das fontes renováveis
também apresenta resultados interessantes quando pensamos na dificuldade
de suprir todo consumo com apenas um fonte de energia. Todos os cenários
apresentam valores melhores quando comparado com o cenário da energia
comprada do mercado cativo, o que prova as vantagens e economia do
contratos apresentados no mercado livre (TABELA 16).
Podemos perceber que os descontos na TUSD das energias
incentivadas tornam a situação ainda melhor, mostrando a energia eólica com
preços equiparáveis aos preços conseguidos pela empresa com contratos no
mercado livre (TABELA 17) (TABELA 18). As energias solar e biomassa não
conseguiram ficar com custo médio anual abaixo do custo do caso base
mesmo aplicando descontos na TUSD, porém a diferença se tornou pequena
fazendo com que se tornem possíveis opções de compra.
No cenário da energia a partir da biomassa, os custos de produção
estão diretamente associados ao custo do insumo utilizado. Esses valores
podem se tornar mais atrativos cenário esses insumos venham a baixar o
preço. Além desses fatores as fontes de biomassa estão em muitos momentos
associados a cogeração e podem representar uma forma de reduzir o custo
com energia nas usinas de açúcar e álcool. Estes produtores irão disponibilizar
sua energia apenas quando os preços oferecidos em leilão sejam mais
interessantes do que o preço da energia disponibilizada no mercado, caso
contrário a energia será consumida pela própria empresa.
A energia proveniente de fonte solar ainda é muito nova no mercado,
aparecendo em poucos leilões devido aos altos preços associados a sua
implantação. Este cenário vem apresentando mudanças de acordo com o
último leilão de energias alternativas onde a energia foi leiloada pelo preço
mais baixo em todo mundo. Este indicador junto a redução dos custos devido a
evolução tecnológica mostram um cenário de crescimento para o setor.
60
Quando compara-se a energia comprada no mercado cativo com os
demais cenários observa-se as vantagens financeiras encontradas pelo
consumidor que participa do mercado livre de energia. Apesar disso os
contratos de energia no mercado cativo ainda são utilizados como forma de
diversificação das fontes e flexibilidade na alteração de contratos.
Este estudo comprovou a viabilidade da fonte eólica ao atingir preços
equiparáveis às fontes convencionais, sendo imprescindível a manutenção dos
incentivos e descontos nos encargos e tarifas aplicados sobre esta fonte para
que permaneça competitiva no mercado. A fonte a partir da biomassa possui
um cenário favorável, porém ainda tem seu custo intimamente ligado ao
insumo utilizado na geração. A energia solar ainda sofre com os altos custos da
implantação das usinas e baixo rendimento da tecnologia associada às placas
fotovoltaicas.
Pode-se visualizar a comparação dos cenários ao observar a FIGURA
5.1.
FIGURA 5.1 - COMPARAÇÃO ENTRE OS CENÁRIOS
FONTE: OS AUTORES, 2015
CASO 1(RENOVÁVEIS)
CENÁRIO 2(EÓLICA)
CENÁRIO 3(BIOMASSA)
CENÁRIO 4(SOLAR)
CENÁRIO 5(CATIVO)
5,01% -2,61% 5,82% 10,15% 87,68%
-25,00%
0,00%
25,00%
50,00%
75,00%
100,00%
61
TABELA 16 – COMPARAÇÃO DOS CENÁRIOS
CUSTO FINAL
CASO BASE (2014) CASO BASE (2015) CENÁRIO 1 (RENOVÁVEIS) CENÁRIO 2 (EÓLICA) CENÁRIO 3 (BIOMASSA) CENÁRIO 4 (SOLAR) CENÁRIO 5 (CATIVO)
GASTO ANUAL
R$ 23.353.962,934675 R$ 30.936.062,033755 R$ 39.387.066,231940 R$ 37.029.033,156940 R$ 39.636.493,730540 R$ 40.974.808,502440 R$ 58.059.793,780910
CONSUMO ANUAL
188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/kWh
R$ 0,12359 R$ 0,163709 R$ 0,208480 R$ 0,195999 R$ 0,209801 R$ 0,22 R$ 0,31
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/MWh
R$ 123,586 R$ 163,709 R$ 208,480 R$ 195,999 R$ 209,801 R$ 216,88 R$ 307,24
FONTE: OS AUTORES, 2015
TABELA 17 - CUSTO FINAL COM DESCONTO DE 50% NA TUSD DE FONTES INCENTIVADAS
CUSTO FINAL COM DESCONTO DE 50% NA TUSD DE FONTES INCENTIVADAS
CASO BASE (2014) CASO BASE (2015) CENÁRIO 1 (RENOVÁVEIS) CENÁRIO 2 (EÓLICA) CENÁRIO 3 (BIOMASSA) CENÁRIO 4 (SOLAR) CENÁRIO 5 (CATIVO)
GASTO ANUAL
R$ 23.353.962,934675 R$ 30.936.062,033755 R$ 35.933.333,788090 R$ 33.575.300,713090 R$ 36.182.761,286690 R$ 37.521.076,058590 R$ 58.059.793,780910
CONSUMO ANUAL
188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/kWh
R$ 0,12359 R$ 0,163709 R$ 0,190199 R$ 0,177718 R$ 0,191520 R$ 0,20 R$ 0,31
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/MWh
R$ 123,586 R$ 163,709 R$ 190,199 R$ 177,718 R$ 191,520 R$ 198,60 R$ 307,24
FONTE: OS AUTORES, 2015
62
TABELA 18 - CUSTO FINAL COM DESCONTO DE 100% NA TUSD DE FONTES INCENTIVADAS
CUSTO FINAL COM DESCONTO DE 100% NA TUSD DE FONTES INCENTIVADAS
CASO BASE (2014) CASO BASE (2015) CENÁRIO 1 (RENOVÁVEIS) CENÁRIO 2 (EÓLICA) CENÁRIO 3 (BIOMASSA) CENÁRIO 4 (SOLAR) CENÁRIO 5 (CATIVO)
GASTO ANUAL
R$ 23.353.962,934675 R$ 30.936.062,033755 R$ 32.479.601,344240 R$ 30.121.568,269240 R$ 32.729.028,842840 R$ 34.067.343,614740 R$ 58.059.793,780910
CONSUMO ANUAL
188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh 188.969.686 kWh
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/kWh
R$ 0,12359 R$ 0,163709 R$ 0,171918 R$ 0,159437 R$ 0,173239 R$ 0,18 R$ 0,31
CUSTO MÉDIO ANUAL
R$/MWh
R$ 123,586 R$ 163,709 R$ 171,918 R$ 159,437 R$ 173,239 R$ 180,32 R$ 307,24
FONTE: OS AUTORES, 2015
63
6. CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS
6.1. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Neste trabalho apresentamos um resumo teórico acerca do assunto
comercialização de energia elétrica para consumidores livres, e as tarifas
atribuídas ao seu uso no modelo atual. Além de uma breve visão das energias
renováveis no Brasil e a crise atual que enfrentamos.
Apresentamos a metodologia aplicada em nosso estudo para analisar
os dados fornecidos pela indústria em questão acerca dos contratos atuais de
fornecimento de energia elétrica para analisar os cenários propostos onde a
parcela de energia contratada do mercado livre de energia seja substituída por
contratos de fontes renováveis e incentivadas. Ao final apresentamos a
comparação dos cenários estudados mostrando o impacto do custo de energia
entre os cenários estudados.
Este trabalho teve como objetivo estudar o impacto nos custos da
energia elétrica de uma indústria de grande porte ao inserir contratos de
fornecimento de energias alternativas e incentivadas. Foram analisados os
custos de uma indústria com tarifa de energia e encargos do uso do sistema de
distribuição, gerando simulações que resultaram nos valores de custo médio
anual R$/MWh.
Confirmando as tendências do mercado, o estudo mostra que a fonte
eólica é a mais competitiva das energias alternativas, seguida da biomassa e
da energia solar. A energia solar ainda não apresenta uma oferta de energia
significativa comparado as outras, porém aplicados os mesmos incentivos
recebidos pela energia eólica pode apresentar o mesmo cenário de sucesso.
Naturalmente a indústria busca o melhor custo ofertado no mercado.
Com a crise atual e a elevação dos preços das fontes convencionais, as fontes
renováveis se tornaram competitivas. Para que o cenário se torne permanente
e os preços se mantenham atraentes, dá-se a importância de novos
investimentos e incentivos na área.
64
Além da busca por preços competitivos devemos olhar para o impacto
que a inserção destas fontes traz ao sistema elétrico. Descentralização,
redução do fluxo de energia, agilidade na implantação de projetos, redução de
perdas elétricas, minimização de impactos ambientais e diminuição de
investimentos na rede de transmissão.
As energias renováveis tem apresentado redução nos custos em todos
os setores. A evolução tecnológica e as mudanças na legislação apontam para
aumento da contribuição deste tipo de energia na matriz brasileira e mundial.
Vantagens como a complementariedade das fontes hídrica, eólica e biomassa
sugerem neste um bom caminho para reduzir o impacto das crises no setor
elétrico.
Politicas de incentivo para atrair investimentos na área se
apresentaram positivas. Caso brasileiro do PROINFA, que caracteriza como
um sistema Feed-in Tarifs e de cotas e os leilões de energia renovável, que já
tiveram resultados favoráveis. Para o consumidor, descontos na tarifa do uso
do sistema de distribuição também colaboram. É essencial a manutenção
destes e criação de novos dispositivos como redução de outros impostos e
subsídios para o produtor e consumidor, permitindo que os valores da energia
alternativa se mantenham a preços comparáveis as fontes convencionais.
Finalmente a conclusão que se pode tirar deste trabalho é que o
consumidor livre consegue reduzir seus custos de energia frente ao
consumidor cativo. A utilização das fontes renováveis na composição dos
contratos de compra de energia se apresentaram favoráveis no contexto atual
de crise, porém para que este cenário continue promissor os mecanismos
regulatórios e incentivos devem ser constantemente revisados e aprimorados
para que a participação das fontes renováveis no setor elétrico brasileiro
aumente sustentavelmente.
65
6.2. TRABALHOS FUTUROS
Temas e tópicos identificados que não foram desenvolvidos neste
trabalho:
Inserção de projetos de autogeração como meio de
redução de custos para indústrias de grande porte.
Estudo sobre os contratos entre comercializadores e
consumidores no mercado livre de energia.
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Distribuidores de Energia Elétrica. Disponível em:
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biomassa. Disponível em: <https://www.ambienteenergia.com.br> Acesso em
13/06/2015.
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Consumidores de Energia. Disponível em: <http://www.anacebrasil.org.br>
Acesso em 08/05/2015.
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<http://calculoexato.com.br/> Acesso em 20/06/2015.
CANAL ENERGIA, Solar: 1GWp para começar, 2015. Site da revista Canal
Energia. Disponível em: <http://www.canalenergia.com.br/> . Acesso em:
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CCEE, Como Participar, 2015. Site da Câmara de Comércio de Energia
Elétrica. Disponível em:<http://www.ccee.org.br> Acesso em: 11/03/2015.
CCEE, Preços Semanais. Disponível em:<http://www.ccee.org.br> Acesso em:
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CELT ENGENHARIA, Blog Celt, 2013. Disponível em: <http://celt.com.br/>
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CERPCH, Fontes Renováveis – Biomassa, 2015. Site do Centro Nacional de
Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas. Disponível em:
<http://www.cerpch.unifei.edu.br> Acesso em 05/06/2015.
COPEL, Tarifas e Taxas. Site da Companhia Paranaense de Energia Elétrica.
Disponível em:< http://www.copel.com>. Acesso em 16/04/2015.
Diário Catarinense, Maior usina solar do Brasil entra em funcionamento em
Tubarão, no Sul de Santa Catarina, 2014. Site do Jornal Diário Catarinense.
Disponível em: <http://diariocatarinense.clicrbs.com.br> Acesso em 14/04/2015.
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distribuição pela micro e minigeração distribuída com fontes renováveis. UFPR.
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ENEOP, Eólicas de Portugal, 2015. Disponível em: <http://www.eneop.pt>
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EPE, Imprensa. Disponível em: < http://www.epe.gov.br > Acesso em
18/05/2015
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<http://www.epe.gov.br> Acesso em 20/03/2015
EPE, Resenha Mensal. Disponível em:<http://www.epe.gov.br> Acesso em
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JÚNIOR, F. Viabilidade técnica/econômica para produção de energia eólica,
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NOTA POSITIVA, Complementariedade Hídrica-Eólica, 2012. Disponível em:
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NOVA CANA, Com preço em alta, aumenta ritmo de geração nas usinas de
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Portal ABEEólica, Nosso Setor, 2015. Site da Associação Brasileira de Energia
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Portal ABEEólica, Números do Setor, 2015. Disponível em:
<http://www.portalabeeolica.org.br/> Acesso em 03/05/2015.
QUANTO CUSTA, Comparaçoes, 2015. Disponível em:
<www.quantocustaenergia.com.br/> Acesso em 28/06/2015.
TRIBUTÁRIO E CONCURSOS, Entendendo o cálculo do ICMS “por dentro”,
2015. Disponível em: <http://www.tributarioeconcursos.com/> Acesso em
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Disponível em: <http://www.ons.org.br/> Acesso em 20/04/2015.
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SILVA, J. C. B.; Otimização de Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica
Utilizando Geração Distribuída. USP. São Paulo, 2002.
SILVA, FILHO, A.. Análise Regulatória das Condições de Interconexção da
Geração Distribuída: Requisitos para os Procedimentos de Distribuição.
UNIFEI. Minas Gerais. 2005.
ANEXO 4
TABELA 1 – CONSUMO DE PONTA E FORA DE PONTA POR FORNECEDOR
TABELA DE CONSUMO DE ENERGIA
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
DISTRIBUIDORA REGIONAL
CONSUMO DE PONTA
kWh CPD1 CPD2 CPD3 CPD4 CPD5 CPD6 CPD7 CPD8 CPD9 CPD10 CPD11 CPD12
CONSUMO FORA DE PONTA
kWh CFPD1 CFPD2 CFPD3 CFPD4 CFPD5 CFPD6 CFPD7 CFPD8 CFPD9 CFPD10 CFPD11 CFPD12
COMERCIALIZADOR A
CONSUMO DE PONTA
kWh CPCA1 CPCA2 CPCA3 CPCA4 CPCA5 CPCA6 CPCA7 CPCA8 CPCA9 CPCA10 CPCA11 CPCA12
CONSUMO FORA DE PONTA
kWh CFPCA1 CFPCA2 CFPCA3 CFPCA4 CFPCA5 CFPCA6 CFPCA7 CFPCA8 CFPCA9 CFPCA10 CFPCA11 CFPCA12
COMERCIALIZADOR B
CONSUMO DE PONTA
kWh CPCB1 CPCB2 CPCB3 CPCB4 CPCB5 CPCB6 CPCB7 CPCB8 CPCB9 CPCB10 CPCB11 CPCB12
CONSUMO FORA DE PONTA
kWh CFPCB1 CFPCB2 CFPCB3 CFPCB4 CFPCB5 CFPCB6 CFPCB7 CFPCB8 CFPCB9 CFPCB10 CFPCB11 CFPCB12
APE
CONSUMO DE PONTA
kWh CPA1 CPA2 CPA3 CPA4 CPA5 CPA6 CPA7 CPA8 CPA9 CPA10 CPA11 CPA12
CONSUMO FORA DE PONTA
kWh CFPA1 CFPA2 CFPA3 CFPA4 CFPA5 CFPA6 CFPA7 CFPA8 CFPA9 CFPA10 CFPA11 CFPA12
DEMANDA
DEMANDA DE PONTA
kW DP1 DP2 DP3 DP4 DP5 DP6 DP7 DP8 DP9 DP10 DP11 DP12
DEMANDA FORA DE PONTA
kW DFP1 DFP2 DFP3 DFP4 DFP5 DFP6 DFP7 DFP8 DFP9 DFP10 DFP11 DFP12
FONTE: OS AUTORES, 2015
ANEXO 5
TABELA 2 – TARIFAS E ENCARGOS
TARIFA DE ENERGIA E ENCARGOS USD
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
DISTRIBUIDORA REGIONAL
TE DE PONTA
R$/kWh TEPD1 TEPD2 TEPD3 TEPD4 TEPD5 TEPD6 TEPD7 TEPD8 TEPD9 TEPD10 TEPD11 TEPD12
TE FORA
DE PONTA
R$/kWh TEFPD1 TEFPD2 TEFPD3 TEFPD4 TEFPD5 TEFPD6 TEFPD7 TEFPD8 TEFPD9 TEFPD10 TEFPD11 TEFPD12
COMERCIALIZADOR A
TE DE PONTA
R$/kWh TEPCA1 TEPCB2 TEPCB3 TEPCB4 TEPCB5 TEPCB6 TEPCB7 TEPCB8 TEPCB9 TEPCB10 TEPCB11 TEPCB12
TE FORA
DE PONTA
R$/kWh TEFPCA1 TEFPCB2 TEFPCB3 TEFPCB4 TEFPCB5 TEFPCB6 TEFPCB7 TEFPCB8 TEFPCB9 TEFPCB10 TEFPCB11 TEFPCB12
COMERCIALIZADOR B
TE DE PONTA
R$/kWh TEPCB1 TEPCB2 TEPCB3 TEPCB4 TEPCB5 TEPCB6 TEPCB7 TEPCB8 TEPCB9 TEPCB10 TEPCB11 TEPCB12
TE FORA
DE PONTA
R$/kWh TEFPCB1 TEFPCB2 TEFPCB3 TEFPCB4 TEFPCB5 TEFPCB6 TEFPCB7 TEFPCB8 TEFPCB9 TEFPCB10 TEFPCB11 TEFPCB12
APE
TE DE PONTA
R$/kWh TEPA1 TEPA2 TEPA3 TEPA4 TEPA5 TEPA6 TEPA7 TEPA8 TEPA9 TEPA10 TEPA11 TEPA12
TE FORA
DE PONTA
R$/kWh TEFPA1 TEFPA2 TEFPA3 TEFPA4 TEFPA5 TEFPA6 TEFPA7 TEFPA8 TEFPA9 TEFPA10 TEFPA11 TEFPA12
TUSD
TUSD DE
PONTA R$/kWh TUSDP1 TUSDPD2 TUSDPD3 TUSDPD4 TUSDPD5 TUSDPD6 TUSDPD7 TUSDPD8 TUSDPD9 TUSDPD10 TUSDPD11 TUSDPD12
TUSD FORA
DE PONTA
R$/kWh TUSDFP1 TUSDFPD2 TUSDFPD3 TUSDFPD4 TUSDFPD5 TUSDFPD6 TUSDFPD7 TUSDFPD8 TUSDFPD9 TUSDFPD10 TUSDFPD11 TUSDFPD12
TUSD APE
TUSD DE
PONTA R$/kWh TUSDPAPE1 TUSDPA2 TUSDPA3 TUSDPA4 TUSDPA5 TUSDPA6 TUSDPA7 TUSDPA8 TUSDPA9 TUSDPA10 TUSDPA11 TUSDPA12
TUSD FORA
DE PONTA
R$/kWh TUSDFPAPE1 TUSDFPA2 TUSDFPA3 TUSDFPA4 TUSDFPA5 TUSDFPA6 TUSDFPA7 TUSDFPA8 TUSDFPA9 TUSDFPA10 TUSDFPA11 TUSDFPA12
TUSD FIO (DEMANDA)
PONTA R$/kW TDP1 TDP2 TDP3 TDP4 TDP5 TDP6 TDP7 TDP8 TDP9 TDP10 TDP11 TDP12
FORA DE
PONTA R$/kW TDFP1 TDFP2 TDFP3 TDFP4 TDFP5 TDFP6 TDFP7 TDFP8 TDFP9 TDFP10 TDFP11 TDFP12
FONTE: OS AUTORES, 2015
ANEXO 6
TABELA 3 – CONTRATOS POR FORNECEDOR
CONTRATOS POR FORNEDOR
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
COMERCIALIZADOR A
ENERGIA DE
PONTA kWh CTPCA1 CTPCA2 CTPCA3 CTPCA4 CTPCA5 CTPCA6 CTPCA7 CTPCA8 CTPCA9 CTPCA10 CTPCA11 CTPCA12
ENERGIA FORA
DE PONTA
kWh CTFPCA
1 CTFPCA
2 CTFPCA
3 CTFPCA
4 CTFPCA
5 CTFPCA
6 CTFPCA
7 CTFPCA
8 CTFPCA
9 CTFPCA1
0 CTFPCA1
1 CTFPCA1
2
COMERCIALIZADOR B
ENERGIA DE
PONTA kWh CTPCB1 CTPCB2 CTPCB3 CTPCB4 CTPCB5 CTPCB6 CTPCB7 CTPCB8 CTPCB9 CTPCB10 CTPCB11 CTPCB12
ENERGIA FORA
DE PONTA
kWh CFPCB1 CFPCB2 CFPCB3 CFPCB4 CFPCB5 CFPCB6 CFPCB7 CFPCB8 CFPCB9 CFPCB10 CFPCB11 CFPCB12
APE
ENERGIA DE
PONTA kWh CTPA1 CTPA2 CTPA3 CTPA4 CTPA5 CTPA6 CTPA7 CTPA8 CTPA9 CTPA10 CTPA11 CTPA12
ENERGIA FORA
DE PONTA
kWh CTFPA1 CTFPA2 CTFPA3 CTFPA4 CTFPA5 CTFPA6 CTFPA7 CTFPA8 CTFPA9 CTFPA10 CTFPA11 CTFPA12
PLD PLD
MENSAL
R$/kWh
PLD1 PLD2 PLD3 PLD4 PLD5 PLD6 PLD7 PLD8 PLD9 PLD10 PLD11 PLD12
FONTE: OS AUTORES, 2015