IMPACTO TARIFÁRIO DA RENOVAÇÃO DAS CONCESSÕES · * P&D, TFSEE e CFURH são as siglas de...

Setembro de 2012 – edição Especial

IMPACTO TARIFÁRIO DA RENOVAÇÃO DAS CONCESSÕES

OPINIÃO 1

Após a divulgação das medidas governamentais sobre a renovação das concessões, diversos agentes do setor elétrico e comentaristas econômicos externaram dúvidas sobre o processo de cálculo das estimativas de redução das tarifas dos consumidores: 20% em média, e variando de 28% (nível de tensão mais elevado, A1) a 16% (nível de tensão mais baixo B, o de consumidores residenciais). Com o objetivo de contribuir para o entendimento deste processo, apresentamos nesta edição especial da seção de Opinião uma versão simplificada do mesmo.

GLOSSÁRIO 7

Referência das siglas utilizadas, representando entidades e conceitos importantes do setor elétrico.

SOBRE O ENERGY REPORT 14

O Energy Report é uma publicação da PSR exclusiva para assinantes. Sugestões e comentários podem ser enviados para [email protected].

Todos os direitos reservados © PSR 1

OPINIÃO

Os benefícios para os consumidores proveem da redução de três componentes tarifários: 1. Custo de geração; 2. Custo de transmissão; e 3. Encargos.

Redução dos custos de geração

O primeiro passo do processo de cálculo é estimar a redução dos custos de geração. De uma maneira simplificada, estes custos resultam da soma das seguintes parcelas: 1. Remuneração dos investimentos; 2. Custos de operação e manutenção (O&M); 3. Tarifa por uso do sistema de transmissão (TUST); e 4. Encargos e tributos.

Conforme decisão do governo, os ativos ainda não depreciados dos geradores, e que normalmente seriam remunerados na primeira parcela, serão pagos “à vista” com os recursos da RGR e outros instrumentos. Isto significa que, para efeito de cálculo da nova tarifa, a primeira parcela é igual a zero.

O custo da segunda parcela, O&M, é diferente para cada gerador, pois é evidente que uma pequena central hidrelétrica (PCH), por exemplo, tem requisitos de manutenção bem distintos de uma hidrelétrica de 1.000 MW. No entanto, como mostra a tabela a seguir, uma estimativa simplificada baseada em valores típicos deste custo de O&M e da TUST, e incorporando os encargos e tributos correspondentes, resulta em um custo médio de 30 R$/MWh.

R$/MWh Descrição

9,2 (+) O&M (Fixo e Variável)

2,7 O&M Fixo

4,7 O&M Variável

1,8 Seguros

6,3 (+) Encargos Setoriais (P&D, TFSEE e CFURH)*

11,7 (+) TUST

27,3 (=) Custo antes de impostos

2,8 (+) PIS/COFINS (9,25%)

30,1 (=) Custo após impostos * P&D, TFSEE e CFURH são as siglas de Pesquisa & Desenvolvimento, Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica e Compensação Financeira pelo Uso dos Recursos Hídricos.

A estimativa simplificada da redução dos custos de geração é dada, portanto, pela diferença entre o custo médio dos contratos dos geradores com concessões vincendas – aproximadamente 95 R$/MWh em 2012 – e o custo pós-renovação de 30 R$/MWh.

Esta diferença unitária de 65 R$/MWh pode ser convertida em uma economia total (em bilhões de reais por ano) multiplicando por 8760 (número de horas por ano) e por 12.200 MW médios (soma das garantias físicas dos ativos de geração com vencimento de concessão em 2015 e 2017)1. O montante resultante é 6,9 bilhões de reais por ano.

1 As hidrelétricas que, em conjunto, possuem esta garantia física total de 12.200 MW médios, têm uma capacidade instalada total de 21.770 MW, inferior em 571 MW (2,5%) à capacidade total mostrada na apresentação do governo (22.341 MW). As razões para estas diferenças estão sendo analisadas em detalhe.


Redução dos custos de transmissão

Assim como no caso da geração, o governo decidiu pagar à vista os ativos ainda não amortizados de transmissão. Neste caso, os custos de transmissão (conhecidos no jargão do setor como RAP) das instalações com concessões a vencer serão compostos basicamente de O&M, encargos e tributos.

Os novos custos de transmissão podem ser estimados (como sempre, de maneira simplificada) da seguinte maneira. A RAP total da transmissão é, atualmente, 14,8 bilhões de reais por ano. Deste montante, a RAP das linhas com concessões expirando é 9,2 bilhões de reais.

Quando se paga somente O&M, encargos e tributos, esta última RAP passa de 9,2 para 3,5 bilhões de reais, uma economia de 5,7 bilhões de reais. O processo de cálculo desta economia, em termos percentuais, para uma linha de transmissão típica está ilustrado na tabela a seguir.

(em % da RAP imediatamente após entrada em operação)

Descrição Linha típica nova

Linha típica afetada pela renovação das concessões

Linha típica 100% amortizada

Investimento (CAAE*) 68,1 42,6 -

O&M 21,5 21,5 21,5

Encargos e impostos (RGR, TFSEE, P&D e

PIS/COFINS)

10,4 7,4 2,5

TOTAL 100,0 71,5 24,0

*Custo Anual dos Ativos Elétricos

Cálculo do impacto das reduções de G+T nas tarifas dos consumidores das distribuidoras

À primeira vista, o benefício médio da renovação das concessões de geração e transmissão nas tarifas (em R$/MWh) poderia ser estimado dividindo os montantes de redução vistos acima, em bilhões de reais por ano, pelo consumo total de energia (em MWh por ano).

No entanto, é importante lembrar que, na proposta do governo, as reduções dos custos de geração foram destinadas somente aos consumidores regulados (ACR), enquanto as reduções de transmissão serão rateadas entre todos os consumidores (ACR e ACL). Portanto, é necessário saber o consumo de energia2 em cada ambiente.

O consumo total previsto para 2012 é cerca de 51.000 MW médios, dos quais 72% correspondem ao ACR e os restantes 28%, ao ACL3.

2 Observa-se que o consumo de energia utilizado nestas análises está referenciado à barra do consumidor (consumo líquido) e não ao “centro de gravidade” da rede, como é usual em outras análises de oferta e demanda. 3 O consumo do ACL inclui os autoprodutores.

A amortização completa do ativo gera uma redução de (71,5-24)/71,5 2/3 da RAP.


Dividindo a redução dos custos de geração (como visto, 6,9 bilhões de reais por ano) pelo consumo do ACR; e a redução da transmissão (5,7 bilhões, também vista) pelo consumo total, obtém-se os benefícios destas parcelas nas tarifas dos clientes das distribuidoras, em R$/MWh:

Parcela Benefício (R$/MWh) Geração 21,8 Transmissão 12,9 Total 34,7

Redução dos encargos

De acordo com a apresentação do governo, seriam eliminados da tarifa do consumidor os custos dos seguintes encargos (valores estimados para 2012):

Encargo Montante do beneficio em 2012 (bilhões de reais)

CCC 3,2 RGR4 1,6

Além disto, a cobrança da CDE (3,7 bilhões de reais em 2012) seria reduzida em 75%. O total da redução dos encargos seria, portanto: 3,2 + 1,6 + 0,75 × 3,7 = 7,6 bilhões de reais.

Para calcular o impacto desta redução nas tarifas dos consumidores das distribuidoras (em R$/MWh), temos que dividir as reduções da CCC e CDE pelo consumo total, porém excluindo o consumo dos autoprodutores, que já estão isentos destes encargos. Para o ano de 2012, o consumo estimado dos autoprodutores é cerca de 3.400 MW médios (7% do consumo total e 24% do consumo do ACL). Já para a RGR, a divisão é pelo consumo total, pois os autoprodutores pagam esse encargo através da TUST5. Efetuando as contas, temos os seguintes benefícios:

Parcela Benefício (R$/MWh) CCC 7,8 RGR 3,6 CDE 6,7 Total 18,1

Cálculo do benefício total de geração, transmissão e encargos

A tabela abaixo resume o benefício estimado das medidas governamentais para a tarifa dos consumidores das distribuidoras (valores “arredondados”):

4 Segundo a Medida Provisória 579, de 11 de setembro de 2012, art. 21, ficam desobrigadas de recolher a RGR as concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição, das transmissoras licitadas a partir da data de publicação da MP, além das transmissoras e geradoras cujas concessões sejam prorrogadas ou licitadas nos termos da MP. No entanto, as concessionárias de transmissão licitadas antes da MP e as concessionárias de geração de serviço público com concessões ainda vigentes permanecerão recolhendo esse encargo até o término dos seus contratos. O valor apresentado é uma estimativa do benefício resultante deste dispositivo. 5 A RGR é um encargo cobrado de todos os concessionários de serviço público de energia (geradores, transmissores e distribuidores), que por sua vez repassam isso nos valores cobrados dos consumidores, que são, na prática, quem paga a RGR.


Parcela Benefício (R$/MWh) Geração 22 Transmissão 13 Encargos 18 Total 53

Rateio dos benefícios por classe de tensão

Por simplicidade de apresentação, desagregamos a tarifa dos consumidores em parcelas que são próximas, porém não correspondem exatamente, às categorias que o consumidor pode observar em sua “conta de luz” residencial:

Geração Custo de compra da energia para atender a demanda do consumidor, excluindo as perdas na rede de distribuição (estas perdas estarão em outra categoria)

Transmissão Custo da rede de transmissão de alta tensão (Rede Básica)

Distribuição Custo da rede de distribuição

Encargos etc. O “etc.” inclui a eventual sobre-contratação da distribuidora (no máximo 3% da demanda), as perdas na rede de distribuição e subsídios cruzados dentro da distribuidora (iluminação pública, irrigação etc.)

PIS/COFINS

A tabela a seguir mostra o montante de cada parcela (em R$/MWh) em cada classe de consumo, tomando como exemplo a CPFL Paulista.

Classe Parcela

A2 A3 A4 B (residencial)

Geração 130 130 130 130

Transmissão 15 17 17 26

Encargos etc. 44 45 46 48

Distribuição 16 27 47 127

PIS/COFINS 12 13 14 19

Total 218 232 254 351

Como mostra a tabela a seguir, os novos valores das parcelas geração, transmissão e encargos são obtidos subtraindo os respectivos benefícios: 22, 13 e 18 R$/MWh.

Classe Parcela

A2 A3 A4 B (residencial)

Geração 130-22=118 130-22=118 130-22=118 130-22=118

Transmissão 15-13 = 2 17-13 = 4 17-13 = 4 26-13 = 13

Encargos etc. 44-18 = 26 45-18 = 27 46-18 = 28 48-18 = 30

No caso da parcela de geração, esta subtração é exata, pois este custo, em R$/MWh, é o mesmo para todas as classes de tensão. Já no caso da parcela de transmissão, a subtração do mesmo valor em

De acordo com o site da Aneel, a tarifa média das distribuidoras, considerando todas as classes de tensão e todo o país, é 280 R$/MWh. Portanto, o benefício percentual da redução das tarifas pode ser estimado pela razão 53/280 = 19%, bastante próximo dos 20% anunciados pelo governo e que foram calculados de maneira detalhada pela ANEEL.


R$/MWh é aproximada, pois o custo de transmissão é diferente para cada classe de tensão. A razão é que a rede de transmissão é dimensionada para atender à demanda máxima de energia, não a média. No caso das classes de tensão mais elevada, onde predominam as indústrias, o consumo é mais ou menos constante (demanda máxima próxima da média). Em contraste, o padrão de consumo da classe B, predominantemente residencial, é mais “pontudo” (demanda máxima bem maior do que a média). Portanto, o rateio exato do benefício de transmissão deveria levar em conta este mesmo padrão de máximo versus média. No caso dos benefícios dos encargos da parcela “encargos etc.” a subtração direta é uma boa aproximação, pois os valores variam pouco para as classes de tensão. Finalmente, deve-se contabilizar a redução da base de cálculo do PIS/COFINS, que é proporcional a redução das parcelas de geração, transmissão e encargos.

A figura a seguir mostra a redução percentual do benefício para cada classe de tensão da CPFL Paulista, comparado com os valores apresentados pelo governo para a média das distribuidoras.

26%24%

22%

16%

25%

22%

19%

16%

A2 A3 A4 B-Res

Estimativa PSR para CPFL Paulista

Estimativa do Governo

Figura 1 – Redução percentual na tarifa (CPFL Paulista)

Esta aderência é confirmada pela figura a seguir, que mostra a média ponderada da redução percentual calculada aplicando-se o procedimento simplificado descrito acima a uma amostra de 17 distribuidoras que representam 64% do consumo cativo do país.

Observa-se que os valores estimados da maneira simplificada descrita anteriormente são bastante próximos dos anunciados pelo governo, que foram calculados de maneira detalhada pela ANEEL.


25%23%

21%

15%

25%

22%

19%

16%

A2 A3 A4 B-Res

Estimativa PSR para 17 Discos

Estimativa do Governo

Figura 2 – Redução percentual na tarifa (17 distribuidoras)


GLOSSÁRIO

A-3 / A-5

Ver “LEN A-3/A-5”

ANA – Agência nacional de águas

Agência que regula o uso da água de rios e lagos sob a responsabilidade do poder federal.

ACL – Ambiente de contratação livre

Ambiente no qual há a negociação direta de contratos bilaterais entre os agentes que podem participar do mercado livre de energia – geradores, comercializadores e consumidores livres.

ACR – Ambiente de contratação regulado

Ambiente no qual se realiza a contratação de energia entre geradores e empresas distribuidoras. Toda a contratação do ACR é realizada por meio de leilões de energia.

ANEEL – Agência nacional de energia elétrica

Agência reguladora do setor de energia elétrica no Brasil, responsável por estabelecer as regras e condições gerais para os agentes.

ANP – Agência nacional do petróleo

Órgão regulador do setor de petróleo e gás natural no Brasil.

CAR – Curva de aversão a risco

Consiste em uma modificação no critério de planejamento da operação que “força” um nível mínimo para os reservatórios das usinas hidrelétricas, de modo a minimizar o risco de racionamento.

CCC – Conta de consumo de combustíveis

Encargo do setor elétrico brasileiro que subsidia o custo de geração em sistemas isolados, que têm elevada participação de usinas a óleo combustível.

CCEE – Câmara de comercialização de energia elétrica

Entidade privada subordinada à ANEEL, responsável pelo registro e gerenciamento de operações de comercialização de energia e pelas liquidações no mercado de curto prazo.

CCEAR – Contrato de comercialização de energia no ambiente regulado

É o contrato que é assinado entre as distribuidoras e os geradores vencedores dos leilões de energia.


CDE – Conta de desenvolvimento energético

Encargo do setor elétrico brasileiro com o objetivo de financiar o desenvolvimento energético dos estados, projetos de universalização do acesso à energia, subvenções a consumidores de baixa renda e incentivos a determinadas tecnologias.

CEPEL – Centro de pesquisas em energia elétrica

Centro de pesquisas controlado pela Eletrobras, responsável pelos softwares de simulação e despacho utilizados no setor elétrico – tais como NEWAVE e DECOMP.

CFURH – Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos

Encargo que incorre sobre a geração de usinas hidrelétricas, referente à exploração do potencial hidráulico. É destinado em sua maioria aos governos estaduais e municipais, com parcelas menores repassadas ao MME e à ANA.

CMO – Custo marginal de operação

Representa o custo (em R$/MWh) de se aumentar marginalmente a demanda do sistema. O CMO de um sistema hidrotérmico depende do custo de oportunidade da água armazenada, envolvendo análises complexas que são realizadas por modelos computacionais.

CMSE – Comitê de monitoramento do setor elétrico

Grupo composto pelos dirigentes de entidades setoriais, com o objetivo de monitorar a segurança de suprimento do sistema e informar o governo de potenciais problemas identificados.

CNPE – Conselho nacional de política energética

Conselho composto por ministros de estado e outras autoridades, responsável pela elaboração da política energética brasileira. Define os critérios de garantia de suprimento e pode autorizar a realização de empreendimentos considerados estratégicos para o país.

CPAMP – Comissão permanente de análises de metodologias e programas computacionais no setor elétrico

Comissão com a finalidade de garantir coerência e integração das metodologias e programas computacionais utilizados pelo MME, EPE, ONS e CCEE – tais como NEWAVE e DECOMP.

CVU – Custo Variável Unitário

É o custo variável de geração de uma usina, em R$/MWh. Deve incluir gastos com combustível e de O&M, mas não considera custos fixos ou remuneração do investimento.

DECOMP

Modelo de otimização utilizado na simulação de curto prazo do sistema elétrico brasileiro, que retorna o plano de operação e o PLD da semana seguinte.


EPE – Empresa de pesquisa energética

Empresa pertencente ao governo federal encarregada de realizar estudos técnicos de planejamento energético para o MME.

ESS – Encargos de serviços do sistema

Encargo do setor elétrico brasileiro que remunera custos de manutenção da confiabilidade do sistema que não são contemplados no PLD – como o despacho fora da ordem de mérito e os serviços ancilares.

GF – Garantia física

A garantia física de uma usina, calculada por modelos computacionais, representa a contribuição da usina para a segurança de suprimento do sistema, e é igual à máxima energia que ela pode vender em contratos.

IBAMA – Instituto brasileiro do meio ambiente

Órgão federal responsável pelo monitoramento e controle ambiental. Atua nos processos de licenciamento ambiental de grandes projetos de infraestrutura.

ICB – Índice custo-benefício

Parâmetro para comparação de projetos nos leilões de energia, que leva em conta a expectativa de geração da usina.

IGP-M – Índice geral de preços de mercado

Índice de inflação no Brasil que captura tanto variações de preços no atacado quanto ao consumidor final.

IPCA – Índice nacional de preços ao consumidor amplo

Índice de inflação no Brasil que captura variações de preços ao consumidor final.

LEE – Leilão de energia existente

Leilão para renovação do montante contratado pelas distribuidoras, no qual participam usinas já em funcionamento.

LEN A-3/A-5 – Leilão de energia nova “A menos 3”/”A menos 5”

Leilões para contratação de energia nova pelas distribuidoras, para atender o crescimento da demanda. Leilões A-3 são para entrega três anos após a realização do leilão, e A-5 para entrega cinco anos depois.

LER – Leilão de energia de Reserva

Leilões organizados pelo governo para contratar energia “extra” de modo a garantir a segurança de suprimento do sistema.


LI – Licença ambiental de instalação

A LI corresponde à segunda das três etapas do licenciamento ambiental no Brasil, e é necessária para que os trabalhos de construção e operação do empreendimento se iniciem.

LO – Licença ambiental de operação

A LO corresponde à terceira e última etapa do licenciamento ambiental no Brasil, e deve ser obtida antes do início da operação do empreendimento.

LP – Licença ambiental prévia

A LP corresponde à primeira das três etapas do licenciamento ambiental no Brasil, e é exigida para que projetos de geração possam participar de leilões de energia nova.

MCSD – Mecanismo de compensação de sobras e déficits

Este mecanismo permite uma troca de contratos entre as distribuidoras: distribuidoras com sobra contratual podem ceder seus contratos para outras deficitárias, beneficiando ambas.

MMA – Ministério do meio ambiente

É o responsável pela formulação e implementação de políticas nacionais de meio ambiente, envolvendo uso dos recursos hídricos, preservação dos ecossistemas e integração de meio ambiente e produção.

MME – Ministério de minas e energia

É o responsável pela formulação e implementação da política energética brasileira. Coordena o CNPE, supervisiona empresas públicas, prepara os planos de expansão e define a garantia física das usinas.

MRA – Mecanismo de redução da energia assegurada

Mecanismo que penaliza as usinas participantes do MRE caso apresentem indisponibilidades maiores que o esperado.

MRE – Mecanismo de realocação de energia

Mecanismo obrigatório para todas as usinas hidrelétricas, segundo o qual a produção e o risco hidrológico são compartilhados por todos os integrantes.

NEWAVE

Modelo de otimização utilizado na simulação de longo prazo do sistema elétrico brasileiro, com horizonte de cinco anos. Seus resultados são utilizados como entrada para o DECOMP.

ONS – Operador nacional do sistema

Entidade privada subordinada à ANEEL, responsável pela operação de curto prazo e despacho físico do sistema.


P&D – Pesquisa e desenvolvimento

Refere-se a um encargo pago por agentes do setor elétrico (geradores, distribuidoras, e empresas de transmissão) para investimentos em pesquisa e desenvolvimento.

PCH – Pequena central hidrelétrica

É definida como PCH qualquer unidade geradora hidrelétrica com potência inferior a 50 MW, que são tratadas diferentemente das hidrelétricas tradicionais em alguns aspectos.

PDE – Plano decenal de expansão

Documento publicado anualmente pela EPE que descreve o seu planejamento de longo prazo para o sistema elétrico, com horizonte de dez anos.

PIS/COFINS

São dois dos principais impostos federais brasileiros, incidentes sobre a receita bruta das empresas e destinados à seguridade social.

PLD – Preço de liquidação das diferenças

É o preço de liquidação da energia no mercado spot, definido a partir do CMO, com aplicação de um “piso” e um “teto”. É calculado semanalmente pelo DECOMP, para três patamares de carga (pesado, intermediário e leve) e quatro submercados (Norte, Nordeste, Sul, e Sudeste-Centro-Oeste).

PMO – Programa mensal da operação

Documento publicado mensalmente pelo ONS que descreve a situação atual do sistema elétrico e projeções para os próximos cinco anos.

PROINFA – Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica

Programa implementado em 2004 para subsidiar projetos de fonte eólica, biomassa e PCHs e ampliar sua participação na matriz energética brasileira. Também se refere ao encargo criado para financiar o programa.

RAP – Receita anual permitida

Valor que remunera as instalações do sistema de transmissão, determinado pelo lance vencedor do leilão de transmissão.

RGR – Reserva global de reversão

Encargo do setor elétrico brasileiro destinado à reversão de ativos ao poder concedente ao fim dos contratos de concessão, também utilizado para financiar programas de expansão e melhoria no sistema elétrico.


SIN – Sistema Interligado Nacional

É a principal rede interligada de transmissão e distribuição do Brasil, que cobre grande extensão do país e atende a 98% da carga do sistema. Os outros 2% são atendidos por cerca de 300 sistemas isolados.

SDDP

Modelo de otimização desenvolvido pela PSR para simulação de sistemas hidrotérmicos.

TEIF – Taxa equivalente de indisponibilidade forçada

Indica a taxa de indisponibilidade média de uma usina devido a falhas em equipamentos, representada como uma porcentagem do número de horas de operação.

TEIP – Taxa equivalente de indisponibilidade programada

Indica a taxa de indisponibilidade média de uma usina devido a manutenções preventivas, representada como uma porcentagem do número total de horas no período.

TEO – Tarifa de energia de otimização

Valor calculado anualmente pelo ONS com base nos custos de operação e manutenção de usinas hidrelétricas, utilizado para remunerar as transferências de energia no MRE.

TFSEE – Taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica

Encargo do setor elétrico brasileiro que remunera as despesas operativas e operacionais da ANEEL.

TUSD – Tarifa de uso do sistema de distribuição

Tarifa paga por consumidores livres ligados à rede de uma distribuidora, correspondente à TUST mais um valor que remunere o custo de construção e manutenção da rede de distribuição.

TUST – Tarifa de uso do sistema de transmissão

Tarifa que representa o custo unitário de uso do sistema de transmissão, calculada a partir das RAPs e paga pelos geradores, distribuidoras e consumidores livres ligados diretamente à rede de transmissão.

UNSI – Usinas não simuladas individualmente

Usinas que são representadas de forma simplificada em simulações de mercado do NEWAVE, SDDP e DECOMP. Em geral, são pequenas centrais eólicas, a biomassa, ou PCHs.


UHE – Usina Hidrelétrica

UTE – Usina Termelétrica

VR – Valor de referência

Valor que representa o preço da energia nova contratada para entrega no ano vigente, calculado com base na energia vendida nos leilões A-5 de cinco anos antes e A-3 de três anos antes.


SOBRE O ENERGY REPORT PSR

O Energy Report é um boletim mensal desenvolvido pela PSR com o principal objetivo de analisar temas relevantes do setor de energia elétrica no Brasil. Ele é publicado eletronicamente há cinco anos, em português, inglês e espanhol, e segue a seguinte estrutura padronizada:

Opinião – esta seção coloca em destaque um tema atual e relevante do setor elétrico, selecionado pela PSR para um estudo mais profundo e discussão. Uma lista de assuntos trabalhados em edições recentes está disponível abaixo.

Regulatório - é feito um levantamento e análise da atividade recente do poder público sobre o setor elétrico. As decisões tomadas e documentos publicados são interpretados pela PSR, e seu impacto sobre o setor é avaliado.

Ambiental – trata especificamente de temas ambientais ligados ao setor elétrico, com ênfase no acompanhamento dos processos de licenciamento.

Suprimento – apresenta um panorama do sistema elétrico para os próximos anos, com apresentação de balanços de oferta e demanda, balanços de ponta, e vazões projetadas. Temas que representam riscos à segurança de suprimento são discutidos.

Assinatura e acesso

A assinatura anual do Energy Report compreende 12 (doze) edições eletrônicas mensais e pode ser feita através do telefone (21) 3906 2100, ou do email: [email protected];

O acesso a nossas edições é restrito e o assinante deve cadastrar-se no Portal de Serviços da PSR. Sempre que uma nova edição é publicada, os leitores registrados receberão uma notificação por email e, acessando o Portal da PSR, poderão fazer download dos arquivos. As edições anteriores estarão permanentemente disponíveis no Portal de Serviços da PSR.

Temas analisados em edições anteriores

Edição 67 - Julho 2012: Desindexação – Uma cura que pode ser pior do que a doença?

Edição 66 - Junho 2012: Por que as tarifas explodiram... E como reverter a situação

Edição 65 - Maio 2012: POCP: A peça que falta na formação de preço

Edição 64 - Abril 2012: A montanha russa do PLD

Edição 63 - Março 2012: Energia solar: Surge uma nova fonte?

Edição 62 - Fevereiro 2012: O imbróglio de se proibir reservatórios nas hidrelétricas

Edição 61 - Janeiro 2012: Onde está o gás, parte II: a (o)missão

Edição 60 - Dezembro 2011: Aperfeiçoamento dos leilões de energia nova

Edição 59 - Novembro 2011: Análise do suprimento da demanda máxima

Edição 58 - Outubro 2011: Onde está o gás para o leilão A-5?

Edição 57 - Setembro 2011: A controvérsia sobre o preço do gás no último leilão A-3

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