As distribuidoras compram energia para atendimento aos consumidores cativos por meio de leilões públicos regulados pela ANEEL, e operacionalizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

A compra em leilões do ACR é feita de forma conjunta, onde as distribuidoras formam um pool de compradores, visando comprar energia a uma menor tarifa, reduzindo o custo da energia elétrica para os consumidores cativos, independente do porte da distribuidora.

Os leilões de energia são definidos de acordo com o tipo de energia ofertada e o tempo decorrido entre a contratação e a efetiva entrega da energia pelo Gerador à Distribuidora.

Classificação de acordo com o tipo de energia:

• Leilão de Energia Nova (“LEN”): ofertada energia de novos empreendimentos de geração.

Conforme Decreto n° 9.143 de agosto de 2017 (“Decreto 9.143/2017”), os LENs poderão ser promovidos nos anos “A-3”, “A-4”, “A-5” e “A-6.

• Leilão de Energia Existente (“LEE”): ofertada energia de empreendimentos já existentes.

Para o LEE, conforme Decreto 9.143/2017, poderão ser promovidos certames nos anos “A”, “A-1”, “A-2”, “A-3”, “A-4” e “A-5”.

A título de ilustração, um leilão “A-3” teria sua realização no ano “A” e entrega inicial do produto ofertado 3 anos depois. Por exemplo: com a realização do certame em 2020, o produto ofertado teria início em 2023.

Os contratos dos leilões, também conhecidos como Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (“CCEARs”), podem ser firmados na modalidade Disponibilidade (“CCEAR-D”) ou Quantidade (“CCEAR-Q”).

Na modalidade de CCEAR-Q, o vendedor é responsável pela entrega de determinada quantidade de energia contratada e assume os riscos caso esse fornecimento seja afetado por condições hidrológicas, níveis baixos dos reservatórios, entre outras condições.

Por sua vez, na modalidade de CCEAR-D, o vendedor compromete-se a disponibilizar um volume específico de capacidade ao ACR. Nesse caso, sua receita está garantida e os riscos, ônus e benefícios da variação de produção em relação à garantia física são alocados ao grupo de distribuidoras participantes do leilão e, posteriormente, repassados aos consumidores regulados por meio das tarifas.

Adicionalmente aos principais leilões destacados, a legislação prevê ainda a possibilidade de leilões específicos para Fontes Alternativas, projetos de geração indicados por Resolução do CNPE e aprovada pelo Presidente da República e ainda para energia elétrica proveniente de novo empreendimento de geração com licitação conjunta dos ativos de transmissão necessários para seu escoamento.

Foram preservados no portfólio das distribuidoras os contratos celebrados antes de 16 de março de 2004, data de publicação da Lei 10.848, cuja vigência ainda é válida. Há também a possibilidade de aquisição de energia proveniente de geração distribuída, mediante chamada pública promovida pela distribuidora, limitada a 10% de sua carga. Tais tipos são conhecidos como Contratos Bilaterais Regulados (“CBR”).

As distribuidoras com mercado próprio anual inferior a 500 GWh, alternativamente à opção de participação nos leilões supracitados, podem optar por contratar seus volumes de energia de outras maneiras: por meio de geradores distribuídos, através de tarifa regulada do seu atual agente supridor; ou mediante processo de licitação pública. No Grupo Energisa, a Energisa Nova Friburgo se enquadra atualmente nesta categoria de distribuidoras, e adquire sua energia por meio de contrato de suprimento.

O modelo de contratação do ambiente regulado contempla a alocação compulsória das cotas de energia homologadas pela ANEEL, provenientes de: (i) Itaipu Binacional; (ii) usinas enquadradas no Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; (iii) usinas nucleares de Angra I e II; e (iv) usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas por meio de “Cotas de Garantia Física e de Potência”.

• Itaipu Binacional:

A Itaipu Binacional é uma entidade binacional criada pelo Tratado celebrado entre Brasil e Paraguai em 26 de abril de 1973, com a finalidade de realizar o aproveitamento hidrelétrico dos recursos hídricos do rio Paraná, pertencentes em condomínio aos dois países. Tem como partes a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras e a Administración Nacional de Eletricidad – ANDE.

A partir da publicação da Lei nº 10.438/2002, a Eletrobras passou a ser responsável pela aquisição e comercialização da energia gerada por Itaipu, assumindo o papel de agente comercializador dessa energia

A Resolução Normativa Nº 218, de 11 de abril de 2006, estabelece os critérios para definição das cotas-partes anuais referentes à compra de energia e potência de Itaipu pelas distribuidoras de energia elétrica.

As cotas-partes correspondem a frações da potência, e respectiva energia vinculada, contratadas pelas distribuidoras dos Subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste, na proporção dos respectivos mercados. Estas são homologadas pela ANEEL até 31 de dezembro de cada ano considerando o ano seguinte.

Os riscos hidrológicos associados à geração de ITAIPU, considerado o MRE, serão assumidos pelas concessionárias de distribuição na proporção do montante de energia elétrica alocado a cada concessionária.

• Usinas enquadradas no Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA:

O PROINFA, instituído pela Lei nº 10.438/2002, teve o objetivo de ampliar a oferta de energia produzida por fontes renováveis (PCHs, biomassa e eólicas), sendo a Eletrobras o agente comercializador dessa energia.

O custo do programa é pago por todos os consumidores finais (livres e cativos) do Sistema Interligado Nacional – SIN, exceto os classificados como baixa renda. A ANEEL homologa, para cada ano, as quotas de energia e de custeio relativas às distribuidoras, bem como dos demais agentes de consumo.

• Usinas nucleares de Angra I e II:

A Lei nº 12.111/2009, definiu que, a partir de 1º de janeiro de 2013, o pagamento à Eletronuclear da receita decorrente da geração das usinas de Angra I e II será rateado entre todas as concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado Nacional – SIN.

A Resolução Normativa nº 530/2012 estabeleceu a metodologia para o cálculo das cotas-partes das centrais nucleares Angra I e II e as condições para a comercialização da energia dessas usinas. A energia de Angra I e II é rateada com base na cota-parte de cada distribuidora, que corresponde ao percentual do seu mercado faturado em relação ao do conjunto de distribuidoras do SIN.

A comercialização da energia nuclear é representada na CCEE por meio de Contratos de Cotas de Energia Nuclear – CCEN, identificados como relacionamento comercial entre a Eletronuclear (vendedor) e cada agente de distribuição do SIN (comprador). A energia gerada por Angra I e II é atribuída às distribuidoras cotistas no mercado de curto prazo da CCEE. Assim, os riscos, ônus e benefícios da variação de produção são alocados à essas distribuidoras e, posteriormente, repassados às tarifas de seus consumidores.

• Usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas por meio de “Cotas de Garantia Física e de Potência”:

A Lei nº 12.783/2013, que resultou da conversão da Medida Provisória nº 579/2012, está regulamentada pelo Decreto nº 7.805/2012, e introduziu importantes alterações no modelo de comercialização instituído pela Lei nº 10.848/2004. Assim, as usinas hidrelétricas cujas concessões foram ou serão prorrogadas devem destinar sua garantia física de energia e de potência ao mercado regulado, por meio de “Cotas de Garantia Física e de Potência”.

A Resolução Normativa ANEEL nº 521/2012 dispôs sobre a alocação inicial das Cotas de Garantia Física, da cessão compulsória de CCEARs e da revisão extraordinária das tarifas de distribuição. As cessões de CCEARs de energia existente e nova visaram o equilíbrio na redução das tarifas e a compensação das variações no nível de contratação das concessionárias de distribuição. A Resolução Homologatória ANEEL nº 1.410/2013 definiu a alocação inicial dessas cotas nas distribuidoras (100% da garantia física das usinas), bem como as cessões de CCEARs.

Os Contratos de Cota de Garantia Física – CCGFs concedem tratamento específico na CCEE às usinas que tiveram sua concessão renovada sob as diretrizes do Decreto nº 7.805/2012. O montante contratado associado a cada CCGF corresponde a 90% da cota homologada pela ANEEL, disponibilizado no centro de gravidade onde está localizada a usina. Os riscos, ônus e benefícios da variação de produção das usinas em relação à garantia física são alocados às distribuidoras cotistas e, posteriormente, repassados às tarifas de seus consumidores. Assim, os resultados financeiros no mercado de curto prazo da CCEE associados às usinas são assumidos pelas distribuidoras, na proporção das cotas alocadas. Esses resultados contemplam, entre outros, os provenientes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE (risco hidrológico).

Os montantes dos CCEAR de Energia Existente na modalidade por quantidade podem ser ajustados por meio das seguintes aplicações do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD:

(i)      MCSD 4% ou Anual, que permite redução de até 4% do montante original contratado.

(ii)     MCSD Mensal, pelo qual podem ser reduzidos: (i) os montantes contratados a partir da migração de consumidores potencialmente livres para o Ambiente de Contratação Livre – ACL, do acréscimo de contratos firmados antes de 16 de março de 2004 e (ii) os decorrentes de outros desvios de mercado. Para os CCEARs resultantes de leilões de 2016 em diante, a possibilidade de redução foi estendida para a migração de consumidores especiais – com demanda contratada entre 0,5 MW e 3 MW e que, ao migrar para o mercado livre, só podem adquirir energia de fontes incentivadas – eólicas, PCHs, biomassa, solar e biogás. As declarações de outros desvios de mercados são priorizadas em relação à declaração de sobras referentes a migração de consumidores livre e/ou especiais na compensação com os déficits declarados. Contudo, as declarações de sobras referentes aos consumidores livres e/ou especiais, caso não compensadas, são objeto de redução contratual com os respectivos vendedores.

Nas aplicações deste mecanismo não há restrição para a declaração de déficits. As trocas de energia decorrentes do MCSD são formalizadas por meio de Termos de Cessão, celebrados entre os distribuidores cedentes e cessionários e os geradores vendedores. Os montantes adquiridos são liquidados de forma centralizada na CCEE. Os cedidos são reduzidos do valor faturado pelo vendedor.

Há também o MCSD ex-post, processado anualmente sempre no primeiro mês após a publicação dos montantes de energia reconhecidos pela ANEEL como exposições involuntárias, com base nos 12 meses do ano civil e antes do cálculo das penalidades de insuficiência de lastro de energia. O mecanismo aloca, relativamente ao ano civil anterior, as sobras dos CCEARs de energia existente para atendimento aos agentes de distribuição deficitários. A transferência de energia no MCSD ex-post tem utilização exclusiva na apuração de penalidade dos distribuidores, não alterando as quantidades contratadas.

O MCSD de Energia Nova, instituído pela Resolução Normativa Nº 693/2015, resulta em cessões entre distribuidoras, a partir de declarações de sobras e déficits. Contempla, também, a possibilidade de os geradores ofertarem a redução dos montantes vendidos, caso os montantes declarados pelas distribuidoras resultem em sobras superiores aos déficits.

Atualmente são previstas as seguintes aplicações do MCSD Energia Nova:

1. MCSD-EN A-0 – três vezes ao ano para cessões com vigência até o final do ano;
2. MCSD-EN A-1 – após a realização do Leilão A-1, para cessões e reduções temporárias que terão vigência no ano seguinte, processado em rodadas sucessivas que abranjam os seguintes intervalos, em ordem de prioridade: a) janeiro a dezembro; b) janeiro a setembro; c) janeiro a junho; e d) janeiro a março;

III.      MCSD-EN AN+ – antes da realização do Leilão A-5 ou A-6, para cessões com vigência de 48 ou 60 meses, respectivamente, e reduções permanentes de CCEARs a partir de janeiro do ano seguinte; e

1. MCSD-EN A-N – antes da realização do Leilão A-N (A-3, A-4, A-5, A-6 e A-7), para cessões que terão vigência de 12 meses a partir de janeiro do N’ésimo ano seguinte.

As cessões entre distribuidoras, ao contrário do MCSD de Energia Existente, não são formalizadas por meio de Termos de Cessão, que envolvem os geradores vendedores. Isto significa que afetarão tão-somente as distribuidoras cedentes e cessionárias, preservando os relacionamentos comerciais com os geradores – ou seja, as cedentes permanecem com a responsabilidade de pagamento do CCEAR para o vendedor. A liquidação das cessões é centralizada na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

Por meio da Resolução Normativa Nº 711, de 19 de abril de 2016, foi criada a possibilidade de acordos bilaterais entre partes signatárias de CCEARs, que permitem: (i) redução temporária total ou parcial da energia contratada; (ii) redução parcial permanente dessa energia; ou (iii) rescisão contratual. Atualmente os acordos bilaterais só podem ser realizados com empreendimentos de geração que não possuam unidades geradoras em operação comercial.

A venda de excedentes pelas concessionárias de distribuição para o ACL foi instituída pela Lei 13.360/2016, ao alterar a Lei 9.074/1995. O Mecanismo de Venda de Excedentes – MVE foi regulamentado pela Resolução Normativa nº 824/2018.

Podem participar do MVE:

1. a) Vendedores – agentes de distribuição que declararem sobras contratuais de energia elétrica; e
2. b) Compradores – consumidores livres e especiais, geradores, comercializadores e autoprodutores.

O processamento do mecanismo será realizado:

1. Anualmente, após o processamento do MCSD-EN AN+ e do MCSD-EN A-1, com vigência de: a) janeiro a dezembro; b) janeiro a junho; e c) janeiro a março.
2. Semestralmente, com vigência de julho a dezembro do mesmo ano;

III.      Trimestralmente, com vigência para o mesmo ano, de: a) abril a junho; b) julho a setembro; e c) outubro a dezembro.

O efeito das vendas de excedentes será refletido no processo de reajuste ou revisão tarifária da distribuidora subsequente à contabilização dos respectivos contratos na CCEE e ao encerramento da contabilização do ano.

• Custos conhecidos como “pass through”, ou seja, são apenas repassados pela distribuidora para Transmissoras, Geradoras, Governo, etc
• Como as empresas possuem apenas um reajuste por ano, pode ocorrer de algum encargo ser definido após tal reajuste, ou a empresa pode precisar comprar energia a PLD, que pode estar mais alto/baixo do que o preço para compra de energia incluído em sua tarifa, dentre outras situações. Nesses casos, a distribuidora estaria arcando com custos a serem repassados que não estão sendo recebidos em sua totalidade, e essa diferença entre gastos e o que está na tarifa passa a ser contabilizada em uma conta chamada Conta de Variação da Parcela A (CVA) entre os reajustes. A cada reajuste, esses valores são incorporados à tarifa para compensar os gastos da distribuidora do ano regulatório anterior, e retirados no reajuste seguinte. Abaixo, um exemplo simplificado.

• Custos Operacionais: A retenção tarifária é definida por análises de benchmarking. Empresas com melhor desempenho são autorizadas a realizar tarifas acima do seu custo de oportunidade, enquanto empresas de pior desempenho são forçadas a reduzir seus custos.
• Remuneração do capital: WACC regulatório (definido a cada 3 anos) x BRL (Base de Remuneração Regulatório Líquida).
• Quota de Reintegração Regulatória: BRR (Base de Remuneração Regulatória Bruta) x Depreciação Regulatória.
• Custo Anual de Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI): remuneração relacionada aos Ativos Não Elétricos, como aluguéis, veículos (não associados a atividade fim da concessão) e softwares.
• Perdas Regulatórias: o regulador reconhece que alguns clientes irão furtar energia (perdas não técnicas), assim como entende que há perdas de energia resultantes de fatores não controlados pela distribuidora, conhecidas como Perdas Técnicas, ou seja, perdas inerentes ao negócio. Dito isso, há um valor na tarifa para cobrir esses fatores. A perda é entendida como um fator gerenciável pelas distribuidoras, que são classificadas por meio de um índice de complexidade no combate ao furto de energia. A regulação das perdas também é baseada em comparação por benchmarking.
• Receita Irrecuperável (inadimplência): o regulador reconhece que parte dos clientes não irá pagar suas faturas, e inclui um valor referente ao “calote” que a distribuidora irá sofrer nas tarifas. Tanto receitas irrecuperáveis, quanto perdas são itens de reconhecimento tarifário exclusivo das distribuidoras que atuam como agente arrecadador em última instância do mercado cativo.
• Outra Receitas (serviços com sinergia operacional no setor de distribuição): serviços extras já cobertos pelas tarifas, como “compartilhamento de infraestrutura e serviços cobráveis”. Do total dessas receitas, um percentual regulatório é destinado à modicidade tarifária, sendo que o restante constitui receita extra para as distribuidoras.

 Outros conceitos importantes:

• Base de Remuneração Regulatória Bruta: valor de todos ativos elétricos, ou seja, ligados diretamente à atividade de distribuição (postes, subestações, etc). Ao retirarmos a depreciação dos ativos contidos na base, temos a Base de Remuneração Regulatória Líquida
• Fator X: indicador calculado pelo regulador que mede a produtividade e eficiência de uma empresa, para que alguns ganhos sejam divididos com os consumidores ao longo do período entre revisões tarifárias. Esse indicador possui 3 fatores:
  • Pd: mede os ganhos médios de produtividade
  • Q: incentivo à melhoria da qualidade do serviço
  • T: define uma trajetória de redução de custos operacionais

Realizada a cada 3 / 4 / 5 anos com o objetivo de assegurar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Nesse momento, a parcela B é recalculada por inteiro, assim como a BRR e os 3 componentes do Fator X. A duração do ciclo tarifário é definida no contrato de concessão. O rito das revisões tarifárias anuais é disciplinado pelo módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET).

Realizado anualmente com o objetivo de preservar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão estabelecido na Revisão Tarifária. Nesse momento, a parcela B é ajustada pela inflação (IGP-M) e pelo Fator X. Adicionalmente, a cada reajuste, o componente Q do fator X também é revisado. O rito dos reajustes tarifários anuais é disciplinado pelo módulo 3 do PRORET.

Pode ser solicitada por uma distribuidora quando o equilíbrio econômico-financeiro de sua concessão é afetado por fatores fora de seu controle. A distribuidora entra com pedido na Aneel, que analisa o pleito e pode decidir de maneira favorável ou não. O que é garantido por contrato é a possibilidade de requisitar tal revisão, e não sua aceitação. O rito de admissibilidade das revisões tarifárias extraordinárias é disciplinado pelo submódulo 2.9 do PRORET.