Avaliação de viabilidade de um empreendimento de geração de nergia hidrelétrica

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UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO 
Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade 
Departamento de Economia 
 
 
AVALIAÇÃO DE VIABILIDADE DE UM 
EMPREENDIMENTO DE GERAÇÃO DE ENERGIA 
HIDRELÉTRICA 
 
 
Erik Eduardo Rego 
Orientador: Prof. Dr. Carlos Roberto Azzoni 
 
 
 
São Paulo 
2004 
 
 
 
AVALIAÇÃO DE VIABILIDADE DE UM EMPREENDIMENTO DE 
GERAÇÃO DE ENERGIA HIDRELÉTRICA 
 
Erik Eduardo Rego 
 
Orientador: Prof. Dr. Carlos Roberto Azzoni 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Monografia apresentada ao Departamento de 
Economia da Faculdade de Economia, 
Administração e Contabilidade da 
Universidade de São Paulo como parte dos 
requisitos para obter título de Bacharel em 
Ciências Econômicas. 
 
São Paulo 
2004 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
À minha família. 
 
AGRADECIMENTOS 
 
Ao meu pai, que me ensinou a importância do estudo em nossa formação, e com seus 32 anos de 
experiência como economista, me ajudou com valiosos conselhos. 
À minha mãe, que dedicou sua vida a formação do caráter dos seus filhos. 
À Barbara, não só pela exaustiva revisão do trabalho, como também pelo companheirismo e 
conforto nos momentos mais críticos. 
Aos meus irmãos, Cristiano e Ronnie, sempre presentes e dispostos a colaborar. 
Ao Claudio pelas dicas na concepção do trabalho. 
Ao pessoal da Excelência Energética, em particular ao Said, que me ensinou praticamente tudo o 
que eu sei a respeito do setor elétrico; e, ao Alexandre, pelas discussões e troca de conhecimentos 
que permitiram uma importante agregação de valor ao trabalho. 
Um agradecimento especial ao meu orientador, Prof. Dr. Carlos Azzoni, cuja metodologia de 
trabalho foi fundamental para que eu pudesse desenvolver o trabalho dentro do prazo, com 
qualidade. 
 
E a todos aqueles que de uma forma ou de outra, contribuíram direta ou indiretamente nestes 
meus anos de FEA. 
 
SUMÁRIO 
 
Este trabalho apresenta o estudo de viabilidade de investimento em um aproveitamento 
hidrelétrico de geração de energia elétrica. O ponto de partida da avaliação foi o estudo de 
mercado: oferta e demanda, com o objetivo de identificar qual seria o momento oportuno para a 
entrada em operação comercial de um novo empreendimento de geração. Posteriormente, foram 
feitos estudos e projeções de tarifas de longo prazo para a energia comercializada pelas empresas 
geradoras de energia elétrica, para que se pudesse avaliar a viabilidade econômico-financeira do 
projeto, para o ano em que está programada sua entrada em operação. Neste trabalho também 
foram discutidas metodologias de avaliação de empresas e projetos, sendo que a avaliação final 
foi feita através da abordagem de opções reais. Por fim, esta monografia contribui com algumas 
sugestões para que o Estado crie condições para a viabilização de empreendimentos similares. 
 
 
 
i 
ÍNDICE 
 
 
 
 
ÍNDICE 
1. INTRODUÇÃO & OBJETIVO _____________________________________________ 1 
2. METODOLOGIA_________________________________________________________ 3 
3. BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA - BRASIL _____________________________ 4 
3.1 - Comportamento do Consumo de Energia – Análise Macro _________________________ 4 
3.2 - Comportamento do Consumo de Energia - Análise por Classes _____________________ 7 
3.3 - Evolução da Demanda ______________________________________________________ 10 
3.3.1 - Premissas ____________________________________________________________________12 
3.3.2 - Consumo Industrial_____________________________________________________________13 
3.3.3 - Consumo Residencial ___________________________________________________________15 
3.3.4 - Consumo Comercial ____________________________________________________________17 
3.3.5 - Outros Consumidores ___________________________________________________________18 
3.3.6 - Consolidado Brasil _____________________________________________________________19 
3.4 - Evolução da Oferta _________________________________________________________ 21 
3.5 - Balanço___________________________________________________________________ 24 
4. PROJEÇÃO DAS TARIFAS DE GERAÇÃO_________________________________ 25 
4.1 - Resumo Regulatório ________________________________________________________ 25 
4.2 - Definições Iniciais __________________________________________________________ 27 
4.2.1 - Energia Velha Federal __________________________________________________________27 
4.2.2 - Energia Velha não Federal _______________________________________________________29 
4.2.3 - Energia Nova _________________________________________________________________30 
4.2.4 - Expansão_____________________________________________________________________31 
4.3 - Tarifas Projetadas__________________________________________________________ 31 
5. ANÁLISE DE COMPETITIVIDADE _______________________________________ 35 
5.1 - Competidores: Energia existente vs. novos empreendimentos. _____________________ 36 
5.2 - Competidores: Fontes Térmicas ______________________________________________ 37 
 
5.3 - Compradores: Comercialização no ACR _______________________________________ 38 
ii 
ÍNDICE 
 
 
 
 
5.4 - Fornecedores – Concessões e o Governo Federal_________________________________ 39 
5.5 - Posicionamento Estratégico __________________________________________________ 39 
6. TEORIAS DE AVALIAÇÃO DE EMPRESAS. _______________________________ 40 
6.1 - Indicadores de Retorno _____________________________________________________ 41 
6.2 - Métricas de Lucro – IRC ____________________________________________________ 42 
6.3 - EVA / MVA _______________________________________________________________ 44 
6.4 - Avaliação do Fluxo de Caixa _________________________________________________ 46 
6.4.1 - Payback______________________________________________________________________47 
6.4.2 - Payback Descontado____________________________________________________________47 
6.4.3 - Valor Presente Líquido (“VPL”) __________________________________________________48 
6.4.4 - Valor Presente Líquido Ajustado (“VPLA”) _________________________________________49 
6.4.5 - Taxa Interna de Retorno (TIR) ____________________________________________________50 
6.4.6 - Análise Comparativa: TIR x VPL__________________________________________________50 
6.4.7 - Taxa Interna de Retorno Modificada (TIRM)_________________________________________51 
6.5 - Teoria de Precificação de Opções para Avaliação de Patrimônio Líquido ____________ 52 
6.6 - Confronto entre os métodos __________________________________________________ 54 
6.7 - Estimação do custo de capital próprio _________________________________________ 58 
6.7.1 - Metodologia ANEEL ___________________________________________________________59 
6.7.2 - Metodologia de MINARDI; SANVICENTE _________________________________________61 
6.7.3 - Metodologia CERBASI _________________________________________________________62 
6.7.4 - Metodologia CBIEE ____________________________________________________________63 
6.7.5 - Aplicação da Estimação do Custo de Capital Próprio___________________________________65 
7. ESTUDO DE CASO ______________________________________________________ 66 
7.1 - Projeto ___________________________________________________________________ 66 
7.1.1 - Motorização __________________________________________________________________66 
7.2 - Investimento ______________________________________________________________ 67 
7.3 - Fontes de Recursos _________________________________________________________ 67 
7.4 - Estrutura Financeira: Project Finance – Societária ______________________________ 70 
 
7.5 - Custos específicos__________________________________________________________ 71 
iii 
ÍNDICE 
 
 
 
 
7.5.1 - O&M – Operação e Manutenção __________________________________________________71 
7.5.2 - TUST – Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão ____________________________________71 
7.5.3 - Pagamento pelo Uso do Bem Público (“PUBP”) ______________________________________72 
7.6 - Premissas Tributárias_______________________________________________________ 73 
7.7 - Encargos Setoriais__________________________________________________________ 73 
7.7.1 - TFSEE – Tarifa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica__________________________73 
7.7.2 - Taxa “MAE” – Taxa de Corretagem do “MAE” ______________________________________74 
7.7.3 - Taxa ONS – Taxa de Administração do ONS ________________________________________74 
7.7.4 - P&D – Investimento em Pesquisa e Desenvolvimento__________________________________74 
7.7.5 - COFURH – Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos ________________74 
7.8 - Premissas Macroeconômicas _________________________________________________ 74 
7.9 - Depreciação: Tabela ANEEL ________________________________________________ 76 
8. AVALIAÇÃO ECONÔMICO-FINANCEIRA ________________________________ 77 
8.1 - Avaliação Tradicional_______________________________________________________ 77 
8.2 - Avaliação pelo método de Opções Reais ________________________________________ 81 
8.2.1 - Opção de Abandonar: ___________________________________________________________85 
8.2.2 - Opção de Adiar ________________________________________________________________88 
8.2.3 - Opção Combinada: Adiar ou Abandonar ____________________________________________92 
9. CONCLUSÕES & DISCUSSÕES __________________________________________ 96 
GLOSSÁRIO ______________________________________________________________ 100 
Unidades _______________________________________________________________________ 100 
Múltiplos_______________________________________________________________________ 100 
Siglas __________________________________________________________________________ 100 
Definições mais usuais ____________________________________________________________ 103 
ANEXOS __________________________________________________________________ 104 
Anexo I: Dados Estatísticos________________________________________________________ 104 
Anexo II: Consumo Industrial _____________________________________________________ 105 
 
Anexo III: Consumo Residencial ___________________________________________________ 107 
iv 
ÍNDICE 
 
 
 
 
Anexo IV: Consumo Comercial ____________________________________________________ 108 
Anexo V: Outros Consumidores____________________________________________________ 110 
Anexo VI: Projeções de PIB e Consumo de Energia Elétrica ____________________________ 112 
Anexo VII: Usinas Hidrelétricas consideradas na projeção de oferta de energia elétrica _____ 113 
Anexo VIII: Usinas Termelétricas consideradas na projeção de oferta de energia elétrica ____ 114 
Anexo IX: Usinas Termelétricas do PROINFA _______________________________________ 115 
Anexo X: PCH’s consideradas na projeção de oferta de energia elétrica __________________ 116 
Anexo XI: PCH’s do PROINFA ____________________________________________________ 117 
Anexo XII: EOL’s do PROINFA consideradas na projeção de oferta de energia elétrica_____ 119 
Anexo XIII: Demonstrativo de Resultados (2008-2020)_________________________________ 120 
Anexo XIV: Fluxo de Caixa _______________________________________________________ 121 
Anexo XV: Balanço Patrimonial da SPE_____________________________________________ 123 
BIBLIOGRAFIA ___________________________________________________________ 125 
 
 
v 
ÍNDICE 
 
 
 
 
Índice de Figuras 
Ilustração 1: Evolução de Consumo de Energia Elétrica (Fonte: ELETROBRÁS) ___________________________6 
Ilustração 2: Evolução do PIB e Consumo Energético (Fonte IPEA/ ELETROBRÁS)_________________________7 
Ilustração 3: Evolução do Consumo Energético por Segmento (Fonte IPEA/ Eletrobrás) _____________________9 
Ilustração 4: Participação do consumo eletroenergético por segmento (Fonte IPEA/ ELETROBRÁS)____________9 
Ilustração 5: Projeção de Consumo Industrial 2004-2015 _____________________________________________15 
Ilustração 6: Projeção de Consumo Residencial 2004-2015 ___________________________________________16 
Ilustração 7: Projeção de Consumo Comercial 2004-2015 ____________________________________________17 
Ilustração 8: Projeção de Consumo "Outros" 2004-2015 _____________________________________________19 
Ilustração 9: Projeção de Consumo Brasil 2004-2015 _______________________________________________19 
Ilustração 10: Balanço Energético 2003-2009 ______________________________________________________24 
Ilustração 11: Ambientes de Contratação de Energia: ACR e ACL (Fonte: MME) __________________________26 
Ilustração 12: As cinco forças competitivas de Porter ________________________________________________35 
Ilustração 13: Contratação Regular das Distribuidoras no ACR (Fonte: MME)____________________________36 
Ilustração 14: Matriz Energética Brasileira 2002 (fonte: ELETROBRÁS) ________________________________37 
Ilustração 15: Métodos de Avaliação de Empresas __________________________________________________55 
Ilustração 16: Distribuição das Fontes de Capital ___________________________________________________69 
Ilustração 17: Estrutura Societária_______________________________________________________________70 
Ilustração 18: Viabilidade pela Tarifa ____________________________________________________________78 
Ilustração 19: Volatilidade Mensal Anualizada do IEE (fonte: BOVESPA)________________________________82 
 
 
vi 
ÍNDICE 
 
 
 
 
Índice de Tabelas 
Tabela 1: Índices de consumo de energia elétrica (Fonte IEA, base 2000) _________________________________5 
Tabela 2: Expectativas de crescimento do PIB (fonte: Bacen) __________________________________________14 
Tabela 3: Cenários de crescimento do PIB_________________________________________________________15 
Tabela 4: Comportamento e Projeção de Consumo de Energia Elétrica – Brasil ___________________________20 
Tabela 5: Projeção de Aumento (Acumulado) de Capacidade Instalada (Fonte: ANEEL) ____________________22 
Tabela 6: Projeção de Aumento (Acumulado) de Energia Assegurada (Fonte: ANEEL)______________________23 
Tabela 7: Projeção de Aumento (Acumulado) de Energia Disponível (Fonte: ANEEL) ______________________23 
Tabela 8: Relação Histórica entre Consumo e Demanda (Fonte ELETROBRÁS) ___________________________23 
Tabela 9: Projeção de Aumento de Oferta de Energia Elétrica em GWh (2004-2009) _______________________24 
Tabela 10: Sistema Eletrobrás: Volume e Tarifas ano 2003____________________________________________28 
Tabela 11: Cálculo da Tarifa das Federais para viabilizar participação na expansão _______________________29 
Tabela 12: Tarifa Média Praticado em 2003 _______________________________________________________29 
Tabela 13: Projeção de Tarifa 2004-2009 _________________________________________________________32 
Tabela 14: Projeção de Tarifa 2010-2016 _________________________________________________________33 
Tabela 15: Projeção de Tarifas 2004-2021_________________________________________________________34 
Tabela 16: Betas das empresas elétricas (Fonte: CERBASI) ___________________________________________62 
Tabela 17: Títulos Públicos Federais (Fonte: Tesouro Nacional) _______________________________________64 
Tabela 18: Taxas de Custo de Capital Próprio______________________________________________________65 
Tabela 19: Motorização da AHE_________________________________________________________________66 
Tabela 20: Premissas Tributárias ________________________________________________________________73Tabela 21: Premissas Macroeconômicas __________________________________________________________76 
Tabela 22: Taxas de Depreciação________________________________________________________________76 
Tabela 23: Tarifas pela taxa de desconto __________________________________________________________77 
Tabela 24: Estrutura do Fluxo de Caixa___________________________________________________________78 
Tabela 25: UBP de Referência para viabilizar o projeto ______________________________________________79 
Tabela 26: VPL com entrada em operação em 2009 (vide Anexo XIV) ___________________________________81 
Tabela 27: Árvore binomial pela taxa de desconto "ANEEL" – R$ MM __________________________________83 
Tabela 28: Parâmetros para os cálculos da árvores binomial __________________________________________83 
Tabela 29: Árvore binomial pela taxa de desconto "CERBASI" – R$ MM_________________________________84 
Tabela 30: Árvore binomial pela taxa de desconto "CBIEE" – R$ MM ___________________________________84 
Tabela 31: Taxa Livre de Risco__________________________________________________________________84 
Tabela 32: Flexibilidade de Abandono – “ANEEL”__________________________________________________85 
 
Tabela 33: Flexibilidade de Abandono – “CERBASI” ________________________________________________86 
vii 
ÍNDICE 
 
 
 
 
Tabela 34: Flexibilidade de Abandono – “CBIEE” __________________________________________________87 
Tabela 35: Prêmio da opção de abandono _________________________________________________________88 
Tabela 36: VPL´s com flexibilidades de adiamento __________________________________________________89 
Tabela 37: Flexibilidade de Adiamento "ANEEL" ___________________________________________________89 
Tabela 38: Flexibilidade de Adiamento "CERBASI” _________________________________________________90 
Tabela 39: Flexibilidade de Adiamento "CBIEE” ___________________________________________________91 
Tabela 40: Prêmio da opção de Adiamento ________________________________________________________91 
Tabela 41: Flexibilidade de Adiar ou Abandonar “ANEEL” ___________________________________________92 
Tabela 42: Flexibilidade de Adiar ou Abandonar “CERBASI” _________________________________________93 
Tabela 43: Flexibilidade de Adiar ou Abandonar “CBIEE” ___________________________________________94 
Tabela 44: VPL considerando e não o prêmio da opção ______________________________________________95 
 
Índice de Equações 
Equação 1: Representação da Equação de Estimativa de Consumo Industrial _____________________________14 
Equação 2: Limites Superior e Inferior de Controle__________________________________________________14 
Equação 3: Representação da Equação de Estimativa de Consumo Residencial____________________________16 
Equação 4: Representação da Equação de Estimativa de Consumo Comercial_____________________________17 
Equação 5: Representação da Equação de Estimativa de Consumo “Outros” Consumidores _________________18 
Equação 6: Return on Equity ___________________________________________________________________42 
Equação 7: Return on Assets____________________________________________________________________42 
Equação 8: Lucro Econômico___________________________________________________________________43 
Equação 9: ROIC ____________________________________________________________________________43 
Equação 10: NOPLAT_________________________________________________________________________43 
Equação 11: EVA ____________________________________________________________________________44 
Equação 12: Conceito de MVA __________________________________________________________________45 
Equação 13: MVA ____________________________________________________________________________45 
Equação 14: VPL ____________________________________________________________________________48 
Equação 15: TIR _____________________________________________________________________________50 
Equação 16: TIRM ___________________________________________________________________________52 
Equação 17: Modelo CAPM ____________________________________________________________________59 
Equação 18: Risco regulatório __________________________________________________________________61 
Equação 19: Custo do capital próprio ANEEL______________________________________________________61 
 
Equação 20: Taxa esperada de retorno ___________________________________________________________61 
viii 
ÍNDICE 
 
 
 
 
Equação 21: Custo de capital próprio - Metodologia Minardi; Sanvicente ________________________________62 
Equação 22: custo de capital próprio - metodologia CERBASI _________________________________________63 
Equação 23: custo do capital próprio - metodologia CBIEE ___________________________________________65 
Equação 24: Cálculo da Geração Anual de Energia Elétrica __________________________________________67 
Equação 25: Geração Líquida de Energia Elétrica __________________________________________________67 
Equação 26: Probabilidades da árvore binomial ____________________________________________________82 
Equação 27: Probabilidade risco-neutro __________________________________________________________84 
Equação 28: Cálculo das Probabilidades Rico-Neutro _______________________________________________85 
Equação 29: Fórmulas da Flexibilidade de Abandono – “ANEEL” _____________________________________86 
Equação 30: Fórmulas da Flexibilidade de Abandono – “CERBASI”____________________________________87 
Equação 31: Fórmulas da Flexibilidade de Abandono – “CBIEE” ______________________________________88 
Equação 32: Fórmulas da Flexibilidade de Adiamento "ANEEL" _______________________________________89 
Equação 33: Fórmulas da Flexibilidade de Adiamento "CERBASI” _____________________________________90 
Equação 34: Fórmulas da Flexibilidade de Adiamento "CBIEE” _______________________________________91 
Equação 35: Fórmulas da Flexibilidade de Adiar ou Abandonar “ANEEL”_______________________________93 
Equação 36: Fórmulas da Flexibilidade de Adiar ou Abandonar “CERBASI” _____________________________94 
Equação 37: Fórmulas da Flexibilidade de Adiar ou Abandonar “CBIEE” _______________________________94 
 
 
1 
CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO & OBJETIVO 
 
 
 
 
1. INTRODUÇÃO & OBJETIVO 
A crise no abastecimento energético que o Brasil enfrentou em 2001/2002, incluindo dois “black-
outs” (março de 1999 e janeiro de 2002), recolocou na pauta de discussão nacional a importância 
de investimentos nos setores de infra-estrutura, em particular em energia elétrica, não só para o 
atendimento da demanda atual como também para sustentar o crescimento econômico do país. Se 
no passado o do consumo de energia não se expandia muito rapidamente devido ao lento 
desenvolvimento da atividade econômica do país, nos anos de 2001 e 2002, o setor de energia 
elétrica tornou-se gargalo para o crescimento econômico, associado a aspectos macroeconômicos 
da economia brasileira e ao cenário externo. 
O Governo Federal, à época do racionamento, imputou à crise hidrológica vivida pelo país toda a 
responsabilidade pela incapacidade de atendimento da demanda. Entretanto, a falta de 
investimentos entre os anos de 1995 e 1998 traz à luz da discussão um problema muito mais 
importante, cuja solução depende de uma política econômica de longo prazo: investimentos em 
infra-estrutura. O que se constatou, na prática, foi uma retração determinística no consumo. 
Estima-se que tal retração poderia ter sido inferior ou não teria ocorrido caso o governo tivesse 
incentivado os investimentos no setor elétrico. 
Como forma de procurar alternativas mais rápidas aos empreendimentos hidroelétricos, o 
governo federal lançou, em 2001, o Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT, o qual 
procurou trazer alternativas à matriz de geração, apontadacomo um dos problemas estratégicos 
do setor. 
 
Porém, passado o racionamento, configurou-se um cenário de excesso de oferta de energia 
elétrica a partir do segundo semestre de 2002, o que vem desestimulando investimentos em novos 
projetos. Soma-se a esse cenário, o alto custo de produção da energia térmica, dada a sua 
dependência em relação ao gás natural, em grande parte importado da Bolívia, cotado em moeda 
estrangeira e, assim, sujeito a oscilações econômico-financeiras e políticas. Além disso, o 
transporte desde gás pelo gasoduto Brasil-Bolívia incorre em alto custo de transporte, onerando 
ainda mais o custo final do combustível. 
2 
CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO & OBJETIVO 
 
 
 
 
Dessa forma, considerando-se os argumentos citados e que, segundo a Agência Nacional de 
Energia Elétrica (“ANEEL”), o potencial hidrelétrico1 brasileiro é de 260 GW (Gigawatts) de 
potência ou 1.138.880 GWh (Gigawatts-hora) de energia, dos quais apenas 25% estão sendo 
utilizados na produção de energia2, este trabalho tem como foco a análise de soluções para a 
utilização dos recursos energéticos do país, através de empreendimentos de geração hidrelétrica. 
Diante do quadro de imensuráveis riscos e incertezas decorrentes da ação regulatória, cuja Lei3 
que promove o Novo Modelo Institucional do Setor (“MODELO”) só foi promulgada em março 
de 2004 e regulamentada apenas em agosto4, e do contexto de excedente de oferta de energia 
elétrica, os investidores ficam cada vez menos dispostos a iniciar novos investimentos, ou mesmo 
continuar os já iniciados. 
Neste contexto, o objetivo deste trabalho é a avaliação de viabilidade de um empreendimento 
de geração hidrelétrica, considerando-se ser esta a alternativa de investimento mais econômica 
para a matriz de fontes energéticas nacionais. 
 
 
1 Entende-se por potencial hidrelétrico o potencial possível de ser técnica e economicamente aproveitado nas 
condições atuais de tecnologia para geração de energia elétrica. 
2 Pelas usinas hidrelétricas de médio e grande porte e pelas Pequenas Centrais Hidrelétricas (até 30MW de 
capacidade instalada). 
3 Lei no 10.848, de 15 de março de 2004. 
 
4 Após a edição dos Decretos 5.163, 5.081, 5.175, 5.177 e 5.184. Decreto 5.163, 30 de julho de 2004, regulamenta a 
comercialização de energia elétrica. Decreto 5.081, 14 de maio de 2004, regulamenta as atividades do Operador 
Nacional do Sistema Elétrico - ONS. Decreto 5.175, 9 de agosto de 2004, trata do Comitê de Monitoramento do 
Setor Elétrico - CMSE. Decreto 5.177, 12 de agosto de 2004, dispõe sobre a Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica - CCEE. Decreto 5.184, 16 de agosto de 2004, cria a Empresa de Pesquisa Energética - EPE. 
3 
CAPÍTULO II – METODOLOGIA 
 
 
 
 
2. METODOLOGIA 
Após definido o objetivo do trabalho, a primeira etapa desenvolvida foi um estudo de mercado. 
A análise de mercado não só é o ponto de partida para a elaboração do projeto, como também um 
de seus aspectos mais importantes, pois: (i) através do confronto entre demanda e oferta é 
possível identificar o cenário futuro; e (ii) obtêm-se elementos para que se possa estimar o preço 
de comercialização do produto. 
A segunda etapa do trabalho envolveu a análise regulatória e de mercado para definir o 
posicionamento estratégico de um empreendimento de geração hidrelétrica. 
A etapa seguinte foi o levantamento do referencial teórico sobre métodos de avaliação de 
investimentos. Optou-se pela avaliação pelo Valor Presente Líquido, com um refinamento dado 
pela Teoria de Opções Reais. Complementando esta análise, foram analisados quatro estudos de 
determinação do custo de capital próprio para empresas do setor elétrico, avaliando-se o 
empreendimento na ótica desses quatro cenários. 
Após o embasamento teórico, realizou-se o estudo econômico-financeiro do projeto. 
Posteriormente, confrontaram-se os resultados deste estudo com os resultados do estudo de 
mercado. Outra análise feita foi o estudo de viabilidade conforme as projeções de tarifas, de 
forma a determinar qual seria o momento mais adequado, economicamente, para o projeto entrar 
em operação comercial. 
 
 
4 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
3. BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA - BRASIL 
Nos dois últimos anos, o mercado de energético brasileiro vem apresentando um excesso de 
oferta de energia elétrica, principalmente em decorrência de mudanças nos hábitos de consumo 
causadas pelo racionamento que reduziram o consumo, da redução da taxa de crescimento do 
consumo industrial e da estagnação econômica do país. 
A combinação dos efeitos do excesso de oferta com o início da descontratação de parcelas dos 
contratos iniciais5 provocaram uma redução nos preços da energia no curto e médio prazos. 
Todavia, esse excedente deverá ser logo absorvido pelo crescimento do mercado, sendo 
necessário acrescentar novas capacidades para atendimento futuro da demanda. 
Em primeira análise, sob o ponto de vista técnico, não há problemas para esse atendimento, uma 
vez que há usinas em construção que deverão entrar em operação a tempo de evitar crises 
significativas no curto prazo. Como, entretanto, todas essas usinas (algumas térmicas) têm custos 
de produção mais elevados que a média, é certo que a inserção das mesmas no sistema provocará 
elevação na média de preços ao consumidor. 
No cenário de longo prazo, o quadro começa a deteriorar-se, pois, embora haja projetos 
inventariados em escala suficiente para atender à demanda futura, uma parcela significativa deles 
enfrenta problemas de naturezas diversas, seja com relação ao licenciamento ambiental, 
financiamento ou mesmo falta de confiança no sistema regulador. 
3.1 - Comportamento do Consumo de Energia – Análise Macro 
Comparando-se o consumo per capita de energia elétrica do Brasil, no ano de 2000, com países 
mais desenvolvidos economicamente, verifica-se um significativo potencial de aumento da 
demanda, conforme os dados apresentados na tabela a seguir: 
 
 
5 Contrato de negociação de energia elétrica entre os agentes de geração e os agentes de distribuição, de 
comercialização e consumidores livres, conforme a Lei nº 9.648/98 e o Decreto nº 2.655/98, sob condições especiais 
definidas pela ANEEL, com vigência até 31 de dezembro de 2005. 
5 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
Canadá 16.967,61 0,74
EUA 13.843,00 0,42
Austrália 10.052,51 0,43
França 7.301,77 0,25
Alemanha 6.683,95 0,20
Espanha 5.248,00 0,30
Rússia 5.236,00 2,13
África do Sul 4.535,00 1,14
Polônia 3.224,00 0,76
Ucrânia 2.755,00 3,08
Argentina 2.129,00 0,27
BRASIL 1.935,00 0,42
China 992,88 1,20
Índia 392,99 0,86
País Consumo per capita (kWh/pop)
Consumo por Dólar do PIB 
(kWh/US$) 
 
 
 
 
 
Tabela 1: Índices de consumo de energia elétrica (Fonte IEA6, base 2000) 
Além de apresentar consumo per capita inferior a países em desenvolvimento e com economias 
menores que a sua, como Argentina, Ucrânia e Polônia, ao ser comparado com economias ainda 
em desenvolvimento, mas líderes regionais, como Rússia e África do Sul, o Brasil apresenta 
consumo per capita em torno de duas a três vezes inferior ao consumo desses países. 
Confrontando com as economias desenvolvidas, o consumo per capita nacional é praticamente 
nove vezes inferior ao canadense, sete vezes inferior ao americano, e mais de três vezesinferior à 
Alemanha e França. 
A terceira coluna da tabela ajuda a interpretar o porquê destas disparidades: o Brasil apresenta um 
índice de consumo em relação à renda gerada muito próximo a países desenvolvidos e de 
dimensões semelhantes à sua, como Estados Unidos e Austrália. Neste caso, a pobreza do Brasil 
explica o baixo consumo de energia, dando indícios de que o crescimento econômico do país 
alavancaria o crescimento do consumo de energia elétrica. 
Para analisar até que ponto a riqueza brasileira está correlacionada com o consumo de energia 
elétrica, iremos analisar o histórico destas duas variáveis. Segundo dados da Centrais Elétricas 
Brasileiras S.A. (“ELETROBRÁS”), o consumo de energia elétrica no Brasil cresceu mais de 
 
 
6 International Energy Agency. 
6 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
1.100% nos últimos 40 anos, a uma taxa média de 6,75% ao ano. O crescimento mais expressivo 
ocorreu durante a década de 70, período denominado “milagre econômico”, quando o consumo 
energético cresceu a taxas superiores a 10% ao ano, conforme mostra gráfico a seguir. 
Evolução do Consumo de Energia Elétrica - BRASIL
0
50
100
150
200
250
300
350
1963 1967 1971 1975 1979 1983 1987 1991 1995 1999 2003
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
Consumo Brasil Variação Brasil
 
 
 
 
 
 
 
Ilustração 1: Evolução de Consumo de Energia Elétrica (Fonte: ELETROBRÁS) 
Outra análise interessante que se pode fazer em relação a este gráfico é que, mesmo durante a 
década de 80, período onde o crescimento econômico foi freado, o crescimento de consumo foi, 
em média, superior a 5% ao ano, com pico de 12% em 1984. 
Nos 40 anos analisados, apenas no período de racionamento (entre 2001 e 2002) a variação de 
consumo foi negativa, porém induzido pela escassez de oferta, não pela retração espontânea da 
demanda. 
Desta forma, e analisando-se o gráfico a seguir, pode-se afirmar que o consumo energético evolui 
mesmo quando o país não apresenta crescimento econômico acelerado e até mesmo quando há 
retração do nível de atividade. 
7 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Ilustração 2: Evolução do PIB e Consumo Energético (Fonte IPEA/ ELETROBRÁS) 
Pelo gráfico acima, ao comparar-se a curva amarela (evolução de consumo mensal 
dessazonalizada) com a curva azul (evolução do produto interno bruto, base 2003), percebe-se 
que há evolução no consumo de energia elétrica mesmo em períodos em que o crescimento 
econômico é baixo ou, até mesmo, negativo. Tal fato mostra que há outros fatores, que não 
somente a evolução do PIB, que interferem na evolução do consumo de energia elétrica. 
Dessa forma, a formulação de um modelo de projeção de consumo não poderá tratar a evolução 
de consumo de energia elétrica através de uma relação de elasticidade-renda, continuamente 
utilizada pelo mercado. Acredita-se que o tratamento como série temporal7 é a melhor forma de 
trabalhar os dados de consumo de energia. 
3.2 - Comportamento do Consumo de Energia - Análise por Classes 
A série do consumo brasileiro de energia elétrica é composta a partir da agregação de sete 
diferentes classes de consumo. Uma das características principais desta série é a sua alta 
 
7 Série temporal é um conjunto de observações dos valores que uma variável assume em diferentes momentos. Estes 
dados são coletados em intervalos de tempo regulares, por exemplo: diariamente, mensalmente, anualmente, etc. 
 
Crescimento PIB x Aumento Consumo
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003
G
W
h 
m
ês
700
800
900
1.000
1.100
1.200
1.300
1.400
1.500
1.600
P
IB
 M
M
R
$ 
A
N
O
 (b
as
e 
20
03
)
GWh PIB 12 por. Méd. Móv. (GWh)
8 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
heterogeneidade. Cada umas das classes de consumidores que a compõem é intrinsecamente 
diferente das demais do ponto de vista dos fatores que determinam o consumo e energia elétrica. 
Este trabalho abordará as classes consumidoras em quatro grupos, três conforme classificação da 
ELETROBRÁS, os quais consumiram em 2003 aproximadamente 84% do total, e um quarto 
grupo que representa a somatória dos outros 16% do consumo registrado nesse período: 
? Consumidor Industrial. Estão classificados dentro do segmento industrial os 
estabelecimentos de manufatura, construção, mineração, agricultura, pesca e silvicultura. 
No ano de 2003, este consumidor representou 43,2% do consumo total de energia elétrica 
do país; 
? Consumidor Residencial. São os consumidores que são atendidos em baixa tensão, pelas 
empresas distribuidoras de energia elétrica, segmento este que representou, em 2003, 
25,3% do consumo total de energia elétrica do país; 
? Consumidor Comercial. Dentro do segmento comercial estão classificados, além dos 
estabelecimentos do comércio varejista e atacadista, todos os prestadores de serviço, 
desde os serviços de hospedagem e alimentação aos serviços bancários. No ano de 2003, 
representou 15,8% do consumo total de energia elétrica do país; 
? Demais Consumidores (Outros), trata-se do agregado das seguintes classes: Rural, 
Iluminação Pública, Serviços Públicos e Consumo Próprio. Juntos representaram em 2003 
15,7% do consumo total de energia elétrica do país. 
 
O gráfico a seguir mostra a evolução do consumo energético de energia elétrica pelas classes 
abordadas neste trabalho: 
9 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
Consumo Energia Elétrica
-
20
40
60
80
100
120
140
19
63
19
66
19
69
19
72
19
75
19
78
19
81
19
84
19
87
19
90
19
93
19
96
19
99
20
02
TWh
comercial industrial residencial outros
 
 
 
 
 
 
Ilustração 3: Evolução do Consumo Energético por Segmento (Fonte IPEA/ Eletrobrás) 
Em termos de participação no mercado, o gráfico a seguir pode fornecer melhores indicações: 
 
Evolução do Mercado de Energia Elétrica
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1963 1973 1983 1993 2003
industrial comercial residencial outros
 
 
 
 
 
Ilustração 4: Participação do consumo eletroenergético por segmento (Fonte IPEA/ ELETROBRÁS) 
 
Pelo gráfico acima verifica-se que há queda na participação do consumo industrial em relação ao 
volume total, assim como crescimento da participação do consumo residencial. Em 1963, por 
exemplo, o consumo industrial representava mais de 51% do consumo de energia elétrica total do 
Brasil, enquanto em 2003 representou pouco mais de 43%. Quanto ao consumo residencial, que 
em 1973 representava aproximadamente 20% do total consumido no país, representou em 2003 
pouco mais de 25%. 
10 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
As diferentes características e comportamentos de cada umas dessas classes são os fatores que 
sugerem o tratamento diferenciado entre elas, principalmente ao se projetar suas evoluções, 
conforme será visto no próximo item. 
3.3 - Evolução da Demanda 
Como o objetivo deste trabalho não é o desenvolvimento de um modelo de projeção de consumo 
de energia elétrica nacional, e sim aplicar uma metodologia não complexa, porém eficiente, as 
seguintes premissas foram adotadas: 
? Adoção de quatro classes de consumidores (Industrial, Comercial, Residencial e Outros), 
conforme classificação apresentada na página 9; 
? Utilização de bases anuais de consumo de energia, o que já elimina o efeito sazonal do 
consumo intra-ano.? Projeção de longo prazo, até 2015, adequada ao objetivo deste trabalho. 
Recorreu-se, desta forma, a um estudo desenvolvido por COSTA (1994) sobre abordagens de 
séries de tempos no contexto do mercado de eletricidade no Brasil. Nesse estudo, após avaliar os 
seguintes modelos de previsão: Função de Transferência, Holt-Winter Multiplicativo, ARIMA, 
Modelo Estrutural Multivariado, Holt-Winters Aditivo e Modelo Estrutural Univariado para 
estimativas de projeção de energia elétrica, o citado autor concluiu que as diferenças entre as 
previsões anuais dos modelos são marginais e, classificados por menores erros de previsão, 
conforme apresentado neste parágrafo. 
O presente trabalho optou pela utilização de modelos ARIMA (AutoRegressive Integrated 
Moving Average) e um caso de Função de Transferência. ARIMA é como ficou conhecida a 
classe de modelos desenvolvida por Box e Jenkins (1970) e, assume como principio que a 
explicação para o comportamento de uma série de tempo está contida nos próprios valores 
passados desta série e em um conjunto de termos aleatórios passados e presente. 
 
Segundo GUJARATI (2000:744), o modelo ARIMA(p,d,q) é “uma série temporal auto-
regressiva integrada de média móvel, em que p indica o número de termos auto-regressivos, d, o 
11 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
número de vezes em que a série tem de ser diferenciada para se tornar estacionária e, q, o número 
de termos de média móvel.” 
A abordagem ARIMA pode ser associada à abordagem econométrica tradicional a fim de 
incorporar nos modelos auto-regressivos e de média móvel, variáveis explicativas capazes de 
aprimorar a qualidade das previsões. Esta associação entre as duas abordagens é denominada 
usualmente por modelos de Função de Transferência. 
Segundo COSTA (1994:42), dentre as vantagens dos Modelos ARIMA e das Funções de 
Transferência, principalmente no que se refere à adoção destes modelos neste trabalho, pode-se 
destacar: 
? “Para aqueles já familiarizados com a abordagem de regressão múltipla, o aprendizado da 
metodologia ARIMA é menos complexo. 
? Procedimento internalizado na maioria dos programas econométricos, como por exemplo, 
o utilizado neste trabalho: Eviews 3.0 (Quantitative Micro Software). 
? Facilidade para atualizar as previsões do modelo ou mesmo reespecificá-lo caso se 
perceba algumas alterações no comportamento da série cujos antigos parâmetros não 
estão aptos a captar. 
? Possibilidade de agregação de variáveis exógenas (funções de transferência) a fim de 
aprimorar a capacidade de explicar e prever o comportamento da série em questão. Como 
decorrência lógica dessa característica, há a vantagem de se poder adotar e testar um 
modelo teórico de análise. 
 
? Boa aceitação da metodologia, tanto no meio acadêmico como profissional, como um 
instrumento poderoso para analisar séries temporais, sobretudo quando a construção de 
um modelo econométrico mais complexo é dificultada pela falta de informações 
qualitativas a respeito da natureza da série ou simplesmente quando não existem dados 
disponíveis para a estimação de modelos a partir de relações funcionais.” 
12 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
Entretanto, COSTA (1994:43) apresenta algumas desvantagens dos Modelos ARIMA e das 
Funções de Transferência: 
? “Dificuldade de interpretação econômica dos parâmetros auto-regressivos e, 
principalmente, dos de media móvel. 
? Importante dependência do uso e juízo de valor durante a construção dos modelos, pois, 
embora as funções de autocorrelação, de autocorrelação parcial e de correlação cruzada 
dêem algumas indicações no caso dos modelos mais simples, a intuição e a experiência do 
analista são decisivas para escolha de um bom modelo. 
? Necessidade de trabalhar com séries estacionárias ou homogêneas, ou seja, séries que 
podem ser induzidas através, por exemplo, de transformações logarítmicas e de diferença 
sazonal e consecutiva, a terem média e variância constante ao longo do período analisado, 
além de autocovariâncias que dependem exclusivamente da defasagem assumida. Apesar 
da maioria das séries econômicas atender a essa segunda condição, algumas delas não 
podem ser tratadas pela abordagem dos modelos ARIMA, uma vez que não atendem ao 
critério de homogeneidade. 
? Em muitos casos há a possibilidade de se ajustar várias especificações de modelo para 
uma mesma série, qualitativamente equivalentes, mas cujos resultados, em termos de 
descrição da série através dos seus componentes auto-regressivos e de media móvel e, 
principalmente, em termos de previsão, são consideravelmente distintos.” 
3.3.1 - Premissas 
 
A primeira premissa adotada na avaliação dos quatro categorias de consumo de energia elétrica 
foi a não utilização dos dados de consumo de 2001 e 2002, anos em que ocorreu o racionamento 
de energia elétrica. Durante a formulação dos modelos, constatou-se que, com a exclusão desses 
dados, as séries tornavam-se estacionárias com simples transformações logarítmicas e/ou através 
de uma ou duas defasagens. Entretanto, com a inclusão desses anos, mesmo recorrendo-se a esses 
artifícios matemáticos, as séries não se tornavam estacionárias. 
13 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
A determinação do melhor modelo para cada categoria de consumo envolveu a seguinte 
metodologia: 
? Estimativa do modelo a partir dos dados de consumo entre 1963 e 2000; 
? Aplicação deste modelo para uma projeção dos anos de 1990 à 2000; 
? Determinação do modelo mais aderente ao comportamento real verificado entre os anos 
de 1990 e 2000; 
? Adoção do consumo de 2003 como data base de referência para as projeções. 
Com a configuração do modelo mais aderente, projetaram-se os consumo de energia elétrica até 
2015, entre as quatro as categorias em avaliação (consumos industrial, residencial, comercial e 
outros): 
3.3.2 - Consumo Industrial 
Segundo estudo de previsão de mercado de energia elétrica de COSTA (1994:74), a introdução 
da variável Produção Física Brasileira contribuiu significativamente para a melhoria da qualidade 
de previsão do modelo ARIMA para o consumo industrial de energia elétrica. Desta forma, este 
trabalho também adota esta variável explicativa em seu modelo de estimativa de consumo 
industrial. 
Na formulação da modelagem8 abaixo especificada, utilizou-se o histórico anual de consumo de 
energia elétrica industrial, registrado entre 1963 e 2000, fonte ELETROBRÁS, e os dados de 
evolução do PIB, base 2003, fonte IPEA – Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada: 
 
 
8 Para maiores detalhes, vide Anexos I e II. 
14 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
Estimation Command: 
===================== 
LS DLOG(INDUSTRIAL) C DLOG(PIB) AR(24) MA(12) 
 
Estimation Equation: 
===================== 
DLOG(INDUSTRIAL) = C(1) + C(2)*DLOG(PIB) + [AR(24)=C(3),MA(12)=C(4),BACKCAST=1988] 
 
Substituted Coefficients: 
===================== 
DLOG(INDUSTRIAL) = 0.02495097554 + 0.5106001468*DLOG(PIB) + [AR(24)=-
0.2839000715,MA(12)=0.8851590673,BACKCAST=1988] 
Equação 1: Representação da Equação de Estimativa de Consumo Industrial 
Como se pode verificar na equação acima, para que fosse possível tornar a série temporal de 
consumo de energia elétrica industrial estacionária, recorreu-se a transformações logarítmicas e 
de diferença sazonal, tanto para a série de consumo de energia industrial como de evolução do 
Produto Interno Bruto. 
Recorreu-se as expectativas de mercado do Banco Central do Brasil (“Bacen”), como referência 
de expectativa de crescimento do PIB, para os próximos anos. Os números apresentados na tabela 
abaixo, foram obtidos peloBacen junto às principais instituições financeiras brasileiras, em 22 de 
outubro de 2004: 
2004 2005 2006 2007 2008
Máximo 5,10% 4,60% 5,50% 6,00% 6,00%
Média 4,55% 3,61% 3,66% 3,57% 3,74%
Mínimo 3,50% 2,90% 2,75% 1,50% 2,75%
Desvio Padrão 0,27% 0,38% 0,60% 0,81% 0,73%
Variância 0,06% 0,08% 0,13% 0,18% 0,16%
 
 
Tabela 2: Expectativas de crescimento do PIB (fonte: Bacen) 
Serão adotados dois cenários de expectativa de evolução do PIB, um denominado de alta e outro 
de baixa. A partir dos resultados da tabela acima, serão determinados os limites superior e 
inferior de controle estatístico, conforme RAMOS (2000:60): 
 
ianciaxLIC
ianciaxLSC
var3
var3
×−=
×+=
 
 
Equação 2: Limites Superior e Inferior de Controle 
15 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 2004 2005 2006 2007 2008
Limite Superior 4,73% 3,86% 4,06% 4,11% 4,22%
Limite Inferior 4,37% 3,36% 3,26% 3,02% 3,25%
 
Tabela 3: Cenários de crescimento do PIB 
Para o cenário de alta, será considerada a expectativa de crescimento dada pelo Limite Superior 
de Controle e, para o cenário de baixa, o Limite Inferior de Controle, ambos dados pela tabela 
acima. Para os anos posteriores a 2008, serão utilizados os valores previstos para esta data. 
A partir dos resultados obtidos pela tabela anterior, obtêm-se as seguintes estimativas de projeção 
de consumo industrial: 
Consumo Industrial
GWh
-
25.000
50.000
75.000
100.000
125.000
150.000
175.000
200.000
225.000
1963 1966 1969 1972 1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014
 
 
 
 
 
 
 Projeções de BaixaHistórico Projeções de Alta
Ilustração 5: Projeção de Consumo Industrial 2004-2015 
3.3.3 - Consumo Residencial 
A utilização de modelos de séries temporais, no caso do consumo residencial, facilita a análise de 
previsão, uma vez que variáveis como: 
i. Universalização dos serviços de energia elétrica, 
ii. Avanços tecnológicos, por exemplo, microondas e freezer, e 
iii. Alterações climáticas e a utilização de aparelhos de ar-condicionado e aquecedores. 
 
Aumentam o consumo de energia elétrica, mas são de difícil mensuração e adoção em modelos 
econométricos. 
16 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
Simulando-se algumas composições de modelos ARIMA, chegou-se a seguinte modelagem9: 
Estimation Command: 
===================== 
LS(M=1000) D(RESIDENCIAL) C AR(1) AR(2) MA(2) 
 
Estimation Equation: 
===================== 
D(RESIDENCIAL) = C(1) + [AR(1)=C(2),AR(2)=C(3),MA(2)=C(4),BACKCAST=1966] 
 
Substituted Coefficients: 
===================== 
D(RESIDENCIAL) = 5619.748458 + [AR(1)=0.249581615,AR(2)=0.6954880036,MA(2)=-
0.9027743073,BACKCAST=1966] 
Equação 3: Representação da Equação de Estimativa de Consumo Residencial 
Conforme se pode perceber da equação acima, para que se conseguisse tornar a estacionária a 
série temporal de consumo de energia elétrica residencial, recorreu-se à diferença sazonal 
simples. 
A partir desta estimativa, projetou-se o consumo residencial de energia elétrica para os anos de 
2004 a 2015: 
Consumo Residencial
GWh
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
1963 1966 1969 1972 1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014
2003 2010 ProjeçõesHistórico
 
 
 
 
 
 
 
Ilustração 6: Projeção de Consumo Residencial 2004-2015 
 
 
9 Para maiores detalhes, vide Anexos I e III. 
17 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
3.3.4 - Consumo Comercial 
A partir da mesma metodologia adotada nas duas categorias anteriores, o seguinte modelo10 de 
consumo comercial foi estimado: 
Estimation Command: 
===================== 
LS(M=1000) DLOG(COMERCIAL) C AR(1) AR(9) MA(2) MA(12) 
 
Estimation Equation: 
===================== 
DLOG(COMERCIAL) = C(1) + [AR(1)=C(2),AR(9)=C(3),MA(2)=C(4),MA(12)=C(5),BACKCAST=1973] 
 
Substituted Coefficients: 
===================== 
DLOG(COMERCIAL) = 0.06551973318 + [AR(1)=0.3349449905,AR(9)=-
0.41444267,MA(2)=0.2630059216,MA(12)=0.6853847526,BACKCAST=1973] 
Equação 4: Representação da Equação de Estimativa de Consumo Comercial 
Conforme se pode perceber da equação acima, para que se conseguisse tornar estacionária a série 
temporal de consumo de energia elétrica comercial, recorreu-se a transformações logarítmicas e 
de diferença sazonal. A partir deste modelo, projetou-se, para os anos de 2004 a 2015, o seguinte 
consumo comercial de energia elétrica: 
Consumo Comercial
GWh
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
1963 1966 1969 1972 1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014
1979 2004 ProjeçõesHistórico
 
 
 
 
 
 
Ilustração 7: Projeção de Consumo Comercial 2004-201511
 
 
10 Para maiores detalhes, vide Anexos I e IV. 
18 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
3.3.5 - Outros Consumidores 
Por fim, a adoção de séries temporais em um agrupamento de classes de consumidores (Rural, 
Iluminação Pública, Serviços Públicos e Consumo Próprio) viabiliza a estimativa de seu 
comportamento e, conseqüentemente, permite que se elaborem projeções com estes números. A 
partir dos dados históricos de consumo de iluminação pública, serviços públicos, consumo rural e 
auto-consumo, tem-se o seguinte modelo12: 
Estimation Command: 
===================== 
LS DLOG(OUTROS) C MA(24) 
 
Estimation Equation: 
===================== 
DLOG(OUTROS) = C(1) + [MA(24)=C(2),BACKCAST=1964] 
 
Substituted Coefficients: 
===================== 
DLOG(OUTROS) = 0.05906406567 + [MA(24)=0.7840706814,BACKCAST=1964] 
Equação 5: Representação da Equação de Estimativa de Consumo “Outros” Consumidores 
Esta categoria de consumo foi a que apresentou menor correlação em sua estimativa, em 
comparação com as outras três. A explicação mais lógica é por não se tratar de uma categoria em 
específico, mas sim de um grupo de categorias que não necessariamente apresentam 
comportamentos semelhantes. 
Destaca-se ainda que, para que se conseguisse tornar estacionária a série temporal de consumo de 
energia elétrica “outros consumidores”, recorreu-se a transformações logarítmicas e de diferença 
sazonal. Os dados históricos e projetados podem ser viabilizados no gráfico abaixo: 
 
11 Linha azul: dados históricos ELETROBRÁS. Linha vermelha: Projeção. 
 
12 Para maiores detalhes, vide Anexos I e V. 
19 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
 
Consumo Outros
GWh
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
110.000
1963 1966 1969 1972 1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014
2001 2014 ProjeçõesHistórico
 
 
 
 
 
 
Ilustração 8: Projeção de Consumo "Outros" 2004-2015 
3.3.6 - Consolidado Brasil 
Consolidando-se as quatro projeções indicadas neste capítulo, chega-se a uma projeção de 
consumo de energia elétrica no Brasil, conforme indica o gráfico a seguir: 
Consumo BRASIL
GWh
-
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
500.000
550.000
1963 1966 1969 1972 1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011 2014
 
 
 
 
 
 
 
 Projeções de BaixaHistórico Projeções de Alta
Ilustração 9: Projeção de Consumo Brasil 2004-2015 
20 
CAPÍTULO III – BALANÇO DEENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
Desta forma, para o período de projeção: 2004-2015, somando-se as projeções de consumo de 
energia elétrica dos consumidores industrial, residencial, comercial e “demais consumidores” 
(rural, iluminação pública, serviços públicos e consumo próprio), conforme cálculos apresentados 
nos itens anteriores, chega-se a um crescimento médio anual de 4,87% no cenário de baixa e 
5,04% no cenário de alta, conforme os números apresentados na tabela abaixo. Cabe ressaltar que 
os dados de consumo para os anos de 2002 e 2003 são os efetivamente registrados pela 
ELETROBRÁS. 
 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
290.466 300.653 313.346 329.886 343.918 359.431 373.774 
290.466 300.653 313.589 330.488 345.115 361.460 376.564 
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
391.461 413.233 438.610 460.443 478.002 503.783 531.798 
395.089 417.758 444.263 467.118 485.776 513.017 542.525 Demanda Alta (GWh)
Demanda Baixa (GWh)
Demanda Baixa (GWh)
Demanda Alta (GWh) 
 
 
Tabela 4: Comportamento e Projeção de Consumo de Energia Elétrica – Brasil 
 
Devido à proximidade entre as projeções, em 2015 a diferença entre os dois cenários é de apenas 
2,0%, doravante será adotado apenas o cenário de Demanda Alta. Para facilitar a leitura deste 
trabalho, este cenário será simplesmente denominado de “Demanda”. Cabe destacar que estes 
dois cenários refletem as duas estimativas diferentes de evolução do PIB e, não contemplam as 
variações estatísticas da modelagem. 
21 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
3.4 - Evolução da Oferta 
O trabalho partiu dos dados consolidados de 2002, última versão oficial ELETROBRÁS de 
energia disponível para o mercado brasileiro, para efeito de projeção da evolução da oferta de 
energia elétrica no Brasil para os próximos anos. 
A projeção de disponibilidade de energia envolve analisar a entrada em operação de projetos de 
geração de energia elétrica, sejam hidrelétricos, térmicos ou de fontes alternativas, segundo 
fontes do governo. 
Baseado no programa de expansão do CCPE – Comitê Coordenador do Planejamento da 
Expansão dos Sistemas Elétricos, do Ministério de Minas e Energia (“MME”), a ANEEL, que 
tem por função promover licitações das obras indicadas pelo CCPE e fiscalizá-las, projeta três 
cenários de evolução da oferta de energia elétrica no Brasil até 2010, com as seguintes 
classificações: 
i. Não existem restrições para entrada em operação; 
ii. Existem restrições para entrada em operação (licenciamento ambiental, etc.); e 
iii. Graves restrições para entrada em operação (liminar judicial e inviabilidade ambiental do 
empreendimento). 
Tomando-se como base o relatório de agosto de 2004 da ANEEL, serão adotadas todas as usinas 
constantes no item (i), sem restrições, e algumas usinas que apresentam pequenas restrições, mas 
que se entende que entrarão em operação, mesmo que com algum atraso. A escolha das usinas 
não presentes no item (i), na composição da base de empreendimentos a serem considerados no 
cálculo de expansão de energia elétrica disponível, ponderou os seguintes acontecimentos: 
? A descoberta de gás na Bacia de Santos fortalecerá os investimentos em geração a gás, já 
que, com fontes internas, diminuem-se os riscos associados à importação de gás da 
Bolívia; 
 
? PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica: pelo 
programa, até final de 2006 entrarão em operação no sistema 3.300 MW de potência 
22 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
provenientes de (i) pequenas centrais hidrelétricas, (ii) geração eólica, e (iii) geração 
térmica pela utilização de biomassa. 
Organizando estes empreendimentos por previsão de data de entrada em operação, é possível 
montar uma projeção de aumento de capacidade instalada, em Megawatts (MW), conforme tabela 
abaixo: 
 Mega watts (MW) 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Geração Hidráulica 2.483 4.080 6.308 10.165 10.604 10.674 
Geração Térmica 1.515 4.497 5.263 5.959 5.971 5.971 
Geração Eólica - - - 1.101 1.101 1.101 
3.998 8.577 11.571 17.225 17.675 17.745 
 
Tabela 5: Projeção de Aumento (Acumulado) de Capacidade Instalada13 (Fonte: ANEEL) 
Entretanto, no cálculo da expansão de energia elétrica disponível, deve-se considerar a energia 
assegurada dos empreendimentos, e não o aumento de capacidade. A energia assegurada, 
retratada em Megawatts médios (MWm), reflete a média anual de utilização da capacidade 
instalada da usina para a geração de energia elétrica, a qual, leva em consideração as paradas dos 
equipamentos para manutenção e a vazão dos rios, principalmente. 
Um exemplo do porque se deve considerar a energia assegurada ao invés da potência instalada é 
a ampliação da Usina Hidrelétrica de Tucuruí: para os anos de 2004 a 2006 está prevista a 
instalação de novas unidades geradoras que elevarão a capacidade instalada da usina em 3.000 
MW e adicionarão apenas, 88,3 MWmédios de energia assegurada ao sistema, pelas restrições de 
vazão do rio e capacidade do reservatório da usina. Embora pareça estranho à primeira vista, esse 
aumento de energia assegurada comparado ao aumento de potência, o objetivo dessa ampliação é 
o de aumentar a segurança do sistema, através de uma utilização mais racional dos equipamentos 
geradores. 
Essas diferenças entre aumento de potência e energia é que motivaram a não utilização pura das 
projeções de oferta do Governo, pois estas são feitas sempre em termos de capacidade instalada. 
Dado que a preocupação deste trabalho é quanto ao mercado efetivamente consumidor de energia 
 
 
13 Vide Anexos VI a XII: relação dos empreendimentos 
23 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
elétrica, optou-se por trabalhar os dados oficiais. Analisando-se por unidade geradora, chega-se 
ao seguinte quadro de evolução da energia assegurada, em Megawatts médios (MWm), indicador 
da geração média anual de uma unidade geradora: 
Mega watts médios (MWm) 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Geração Hidráulica 668 997 1.609 3.711 3.986 4.029 
Geração Térmica 1.054 3.327 3.913 4.193 4.197 4.197 
Geração Eólica - - - 404 404 404 
1.722 4.325 5.522 8.308 8.586 8.630 
 
 
Tabela 6: Projeção de Aumento (Acumulado) de Energia Assegurada (Fonte: ANEEL) 
Adotando-se uma perda média de 3,0% (0,5% referentes ao consumo próprio e 2,5% relativos à 
transmissão da energia até o centro de gravidade do sistema – CG14), tem-se o seguinte quadro de 
evolução da expansão disponível de energia elétrica, acumulada, em Gigawatts hora (GWh): 
Giga watts hora (GWh) 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Geração Hidráulica 5.677 8.475 13.675 31.534 33.867 34.238 
Geração Térmica 8.954 28.272 33.248 35.631 35.661 35.661 
Geração Eólica - - - 3.430 3.430 3.430 
14.631 36.747 46.923 70.595 72.958 73.329 
 
 
Tabela 7: Projeção de Aumento (Acumulado) de Energia Disponível (Fonte: ANEEL) 
Para o cálculo da disponibilidade líquida de energia elétrica, deve-se ainda subtrair outras perdas, 
como as associadas à distribuição. Levantamento feito pelo ELETROBRÁS, publicado no 
Boletim Anual SIESE 2002, indica o seguinte histórico de perdas15 no sistema:Tabela 8: Relação Histórica entre Consumo e Demanda (Fonte ELETROBRÁS) 
Considerando-se os dados dos anos de 1997 a 2000, isto é, excluindo-se os anos em que ocorreu 
o racionamento, a perda média de energia registrada pela ELETROBRÁS foi de 16,48%. Posto 
 
14 Ponto virtual onde se considera que a energia foi entregue pelo produtor ao SIN (Sistema Interligado Nacional), de 
acordo com as regras e procedimentos da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica). 
15 Perdas na transformação, distribuição e armazenagem, inclusive energia não aproveitada, reinjeção e ajustes. 
 
GWh 1997 1998 1999 2000 2001 2002
CONSUMO 276.186 287.392 291.858 307.529 283.257 290.466 
GERAÇÃO 330.358 341.795 349.806 370.772 341.399 353.909 
PERDAS 54.172 54.403 57.948 63.243 58.142 63.444 
PERDAS % 16,40% 15,92% 16,57% 17,06% 17,03% 17,93%
24 
CAPÍTULO III – BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
isto, tem-se o seguinte quadro de evolução da oferta de energia elétrica, em Gigawatts-hora 
(GWh): 
 BALANÇO 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Geração Hidráulica 356.158 361.358 379.217 381.550 381.921 381.921 
Geração Térmica 66.904 71.880 74.263 74.293 74.293 74.293 
Geração Eólica - - 3.430 3.430 3.430 3.430 
Energia Disponível 423.062 433.237 456.909 459.273 459.644 459.644 
Energia Disp. Líquida 353.322 361.821 381.590 383.564 383.874 383.874 
 
 
Tabela 9: Projeção de Aumento de Oferta de Energia Elétrica em GWh (2004-2009) 
3.5 - Balanço 
Os quadros a seguir resumem o balanço projetado entre demanda e oferta de energia elétrica, no 
país, para os próximos cinco anos, em Gigawatts-hora (GWh): 
 BALANÇO 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Energia Disp. Líquida 334.851 353.322 361.821 381.590 383.564 383.874 383.874 
300.653 313.589 330.488 345.115 361.460 376.564 395.089 
34.198 39.734 31.333 36.476 22.104 7.311 (11.215)BALANÇO (GWh)
Demanda (GWh)
 
 
Ilustração 10: Balanço Energético 2003-2009 
Pela análise do Balanço Energético acima, observa-se que, entrando em operação apenas os 
projetos considerados nesta análise, em 2008 o país terá severas restrições de consumo e risco de 
déficit e, em 2009, um novo racionamento não estará descartado. 
 
Considerando-se que a construção de um empreendimento hidrelétrico, com licença prévia já 
autorizada, demanda de quatro a cinco anos para implantação, corre-se o risco de o excesso 
conjuntural de oferta ofusque esta visão de médio prazo de alguns investidores e do governo, e 
que, conseqüentemente, abram mão ou adiem o início de obras que atenderiam à demanda a partir 
de 2009. 
25 
CAPÍTULO IV – PROJEÇÃO DAS TARIFAS DE GERAÇÃO 
 
 
 
 
4. PROJEÇÃO DAS TARIFAS DE GERAÇÃO 
A importância deste estudo é sinalizar ao investidor se ele deve ou não iniciar um 
empreendimento. Em outras palavras, o investidor deve avaliar se a tarifa projetada de venda de 
energia elétrica no ano em que a usina entra em operação comercial é suficiente para viabilizar 
financeira e economicamente o empreendimento. 
4.1 - Resumo Regulatório 
O Modelo Institucional do Setor Elétrico, criado pela Lei nº 10.848 de 15 de março de 2004 
(“MODELO”), adotou como uma de suas premissas o conceito de Modicidade Tarifária16. 
Segundo Relatório Técnico do MME17 datado de 17 de dezembro de 2003, a base da modicidade 
tarifária é a contratação eficiente de energia para os consumidores cativos18. As principais ações 
tomadas pelo MME para promover essa contratação eficiente de energia elétrica são: 
? Proceder a compra de energia sempre por meio de leilões, na modalidade “menor tarifa”; 
? Contratar energia por licitação conjunta dos agentes de distribuição19 (pool), visando 
obter economia de escala na contratação de energia de novos empreendimentos, repartir 
riscos e benefícios contratuais e equalizar as tarifas de suprimento20; e 
? Contratar separadamente a energia de novas usinas (atendimento à expansão da demanda) 
e de usinas existentes, ambas por licitação. 
Para tanto, a Lei nº 10.848 institui dois ambientes de contratação de energia elétrica: 
 
16 Contratação eficiente, economicamente, de energia para os consumidores regulados. 
17 Ministério de Minas e Energia. 
18 Consumidor ao qual só é permitido comprar energia do concessionário, autorizado ou permissionário, a cuja rede 
esteja conectado. 
19.Agente de Distribuição ou Distribuidor: agente titular de concessão ou permissão outorgada pelo Poder 
Concedente para distribuir energia elétrica para consumidores finais. Participa do sistema interligado, é usuário da 
rede básica e contrata serviços de transmissão de energia elétrica e serviços ancilares do ONS. 
 
20 A tarifa de suprimento do pool será o valor unitário que o conjunto de distribuidores pagará pela compra de 
energia adquirida no pool pela CCEE. 
26 
CAPÍTULO IV – PROJEÇÃO DAS TARIFAS DE GERAÇÃO 
 
 
 
 
? Ambiente de Contratação Regulada – ACR: compreende a contratação de energia 
elétrica pelos agentes distribuidores de energia elétrica (por exemplo: CPFL Paulista, 
RGE, LIGHT, ELETROPAULO); e, 
? Ambiente de Contratação Livre – ACL: compreende a contratação de energia para o 
atendimento a consumidores livres21, por intermédio de contratos livremente negociados. 
Em termos comerciais, o ACR poderia ser visualizado como uma “cooperativa” que agrega as 
demandas de vários distribuidores e tem contratos com um conjunto de geradores22. A forma 
como os agentes do setor elétrico comercializarão energia é apresentada na figura abaixo: 
GnG2 GkG1
D1 DnD2 CL CL CL
Ambiente de Contratação Regulada (ACR)
contratos bilaterais regulares 
leilões pela CCEE
contratos bilaterais de ajuste 
leilões pela CCEE
Ambiente de Contratação Livre (ACL)
contratação em regime de 
livre contratação
C
G: geradores D: distribuidores CL: consumidores livres C: comercializadores
GnG2 GkG1
D1 DnD2 CL CL CL
Ambiente de Contratação Regulada (ACR)
contratos bilaterais regulares 
leilões pela CCEE
contratos bilaterais de ajuste 
leilões pela CCEE
Ambiente de Contratação Livre (ACL)
contratação em regime de 
livre contratação
C
G: geradores D: distribuidores CL: consumidores livres C: comercializadores
 
 
 
 
 
 
 
Ilustração 11: Ambientes de Contratação de Energia: ACR e ACL (Fonte: MME) 
Como pode ser entendido pela figura acima, as empresas geradoras de energia elétrica poderão 
comercializar energia elétrica em ambos os ambientes (ACR e ACL). 
 
21 Aquele com demanda igual ou superior a 3.0 MW, atendido em tensão de 69kV ou mais, que compra energia com 
independência, sem a necessidade de estar atrelado às concessionárias de sua região. 
 
22 Agentes titulares de concessão ou autorização outorgada pelo Poder Concedente para gerar energia elétrica e 
comprar e vender energia elétrica no âmbito do MAE. 
27 
CAPÍTULO IV – PROJEÇÃO DAS TARIFAS DE GERAÇÃO 
 
 
 
 
No ACR, o critério de seleção de quais empreendimentos serão contratados pelas empresas 
distribuidoras de energia elétrica é pela ordem de menor tarifa de venda da energia. A soma da 
energia elétrica contratada com os distribuidores será igual à energia elétrica do gerador. O 
objetivo desse tipo de contratação é propiciar economia de escala na licitação para a nova 
energia, repartir os riscos e os benefícios dos contratos e equalizar as tarifas de suprimento dosdistribuidores. 
Neste contexto, haverá um preço único de repasse da energia nova para todas as empresas 
distribuidoras de energia elétrica, dado pela média ponderada dos preços dos leilões realizados no 
ambiente de contratação regulada. 
O objetivo deste capítulo é, então, projetar a tarifa resultante do pool, isto é, a tarifa média 
praticada no ACR, a qual servirá, também, de referência para as negociações no ACL. 
4.2 - Definições Iniciais 
Embora os leilões de “energia nova23” e “energia velha” venham a ocorrer separadamente, 
conforme descrito no Capítulo 05, seus preços serão ponderadas para a determinação de uma 
média de preços de contratação de energia, a qual será a tarifa base para os contratos assinados 
dentro do ACR (Ambiente de Contratação Regulada). Os próximos itens apresentarão as 
“categorias” de contratação de energia elétrica consideradas e, suas estimativas de valor de tarifas 
praticadas. 
4.2.1 - Energia Velha Federal 
Inicialmente levantou-se a tarifa média praticada pelas empresas pertencentes ao Grupo 
ELETROBRÁS, composto pelas seguintes geradoras: 
? FURNAS Centrais Elétricas; 
? CHESF – Companhia Hidro Elétrica do São Francisco; 
 
 
23 “Energia nova” é classificada como aquela pertencente a projetos que ainda não entraram em operação comercial. 
Desta forma, a “energia velha” será a energia de empreendimentos de geração em operação comercial. 
28 
CAPÍTULO IV – PROJEÇÃO DAS TARIFAS DE GERAÇÃO 
 
 
 
 
? ELETRONORTE – Centrais Elétricas do Norte do Brasil. 
As tarifas médias e montante de energia elétrica comercializada em 2003 são a seguir 
apresentadas: 
VOLUME TARIFA
Empresa TWh R$/MWh
FURNAS 52,4 59,40
CHESF 51,0 67,48
ELETRONORTE 35,4 43,76
TOTAL 138,7 58,38
 
 
 
Tabela 10: Sistema Eletrobrás: Volume e Tarifas ano 200324
Entretanto, a partir de janeiro de 2004, passou a vigorar uma nova alíquota da COFINS25, que 
passou de 3,0 para 7,6%. Embora esta contribuição não seja mais cobrada em cascata, para a 
comercialização de energia entre a geradora e o consumidor livre e/ ou distribuidora, a elevação 
da COFINS significa um aumento em torno de 4% na tarifa. Desta forma, será considerado que, a 
partir de 2004 a tarifa média de comercialização do sistema ELETROBRÁS passará a R$ 62,64 
/ MWh. 
Considerando-se uma descontratação dos contratos iniciais, de 25% ao ano a partir de 2004, 
considerou-se que os novos contratos deverão ser praticados a 86% do Valor Normativo26 (vide 
Tabela 11), pela seguinte linha de raciocínio: 
 
24 1 TWh = 1.000 GWh = 1.000.000 MWh = 1.000.000.000 kWh 
25 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social. Com a incidência não-cumulativa, tem como fato 
gerador o faturamento mensal, assim entendido o total das receitas auferidas pela pessoa jurídica, independentemente 
de sua denominação ou classificação contábil. A MP 135/03 de 30/10/2003 altera a alíquota para 7,6%. 
 
26 O processo regulatório para estabelecimento dos limites de repasses do custo da compra de energia elétrica, 
bilateralmente negociada, para as tarifas de fornecimento aplicáveis aos consumidores cativos, iniciou-se com a 
publicação da Resolução ANEEL nº 266/98, de 13 de agosto de 1998, na qual foram estabelecidos os procedimentos 
para o cálculo do repasse, onde o Valor Normativo é o custo de referência para cotejamento entre o preço de compra 
e o preço a ser repassado às tarifas. Após processo de Audiência Pública, a ANEEL emitiu a Resolução nº 233, em 
29 de julho de 1999, onde foram estabelecidos os valores normativos para referência de repasse, discriminados por 
fonte de geração, sujeitos a fatores de ponderação e fórmula de reajuste. O Valor Normativo – VN competitivo 
atualizado à janeiro de 2004 é de: R$ 109,04/ MWh. 
29 
CAPÍTULO IV – PROJEÇÃO DAS TARIFAS DE GERAÇÃO 
 
 
 
 
 CRITÉRIO
Geração Energia TWh Federais: 138,7 a
Tarifa Média Praticada (ano 2003): 58,38 b
Reajuste Previsto 2004 (Relatório Copom): 4%
Tarifa Média Prevista para 2004: 60,72 c= b * (1+11%)
Faturamento Ano médio (R$MM): 8.421 d = a * c
Necessidades de Investimento em Geração: (USD MM/ ano) 3.000 e
Necessidades de Investimento em Geração: (R$ MM/ ano) 9.000 f = e * 3,0
Participação Federal (PPP) de 1/3: (R$ MM/ ano) 3.000 g = f / 3
Resultado Bruto da Federais para PPP (CS+IR=34%) - R$MM/ano 4.545 h = g / (1-34%)
(Faturamento adicional necessário)
Faturamento Total (Atual + Adicional) - R$MM/ano 12.967 i = d + h
Tarifa Média Necessária para Faturamento Adicional 93,49 j = i / a
Valor Normativo (janeiro/ 04) 109,04 k
% VN 86% l =j / k
 
 
 
 
 
Tabela 11: Cálculo da Tarifa das Federais para viabilizar participação na expansão 
4.2.2 - Energia Velha não Federal 
Levantando-se a tarifa média praticada pelas principais empresas de geração brasileiras, obtêm-se 
os seguintes resultados: 
 VOLUME TARIFA
TWh R$/MWh
TRACTEBEL 18,5 66,83
CEMIG-G 49,4 57,68
COPEL-G 19,1 42,96
CESP 34,5 75,33
AES TIETE 11,4 67,28
DUKE 11,9 55,92
EMAE 2,7 74,56
TOTAL 147,4 61,96
GERADORA
 
 
 
Tabela 12: Tarifa Média Praticado em 2003 
 
Da mesma forma que a Energia Velha Federal, será considerado um reajuste tarifário da ordem 
de 4%, como forma de repor as perdas geradas pelo aumento do COFINS. Assim, trabalhou-se 
com uma tarifa média de R$ 64,44/ MWh para o ano de 2004. 
30 
CAPÍTULO IV – PROJEÇÃO DAS TARIFAS DE GERAÇÃO 
 
 
 
 
Considerou-se uma descontratação dos “contratos iniciais” análoga à feita na Energia Velha 
Federal, sendo que neste caso, os novos contratos serão praticados a 100% do Valor Normativo. 
Entretanto, considerou-se uma escalada de subida, de 80% do VN para 2004, 90% do VN entre 
2005 e 2007, 95% do VN em 2008, e 100% do VN a partir de 2006. 
4.2.3 - Energia Nova 
O atendimento do crescimento do mercado até 2008 será feito através do uso da energia 
excedente atual mais as novas usinas hidrelétricas, termelétricas e fontes alternativas, tendo-se 
considerado na comparação de tarifa média futura, a ponderação das tarifas que viabilizam esses 
investimentos, conforme segue: 
? Novas UHE (Usinas de Geração de Energia Hidrelétrica, com capacidade instalada 
superior a 30 MW): R$ 109,04/ MWh – VN competitivo (valor atualizado a janeiro de 
2004); 
? Novas UTE (Usinas de Geração de Energia Termelétrica): R$ 120,00/ MWh. Custo 
médio das térmicas à gás do PPT (Programa Prioritário de Termeletricidade), conforme 
Planejamento da Operação Energética, do Operador Nacional do Sistema Elétrico; 
? Novas UTN (Usinas de Geração de Energia Nuclear): Adotou-se o mesmo valor projetado 
para as Novas UTE, isto é, R$ 120,00/ MWh. 
? Novas PCH (Usinas de Geração de Energia Hidrelétrica, com capacidade instalada 
inferior a 30 MW): R$ 117,02/ MWh – Tarifa no âmbito do PROINFA27, pela qual a 
ELETROBRÁS irá comprar energia dos geradores desta fonte; 
 
 
27 O PROINFA, instituído pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 e revisado pela Lei nº 10.762, de 11 de 
novembro de 2003, tem como objetivo a diversificação da matriz energética brasileira e a busca por soluções de 
cunho regional com a utilização de fontes renováveis de energia, mediante o aproveitamento econômico dos insumos 
disponíveis e das tecnologias aplicáveis, a partir do aumento da participação da energia elétrica produzida com base 
naquelas fontes, no Sistema Elétrico Interligado Nacional – SIN. O Programa promoverá a implantação de 3.300 
MW de capacidade, em instalações de produção com início de funcionamento previsto entre 1º de janeiro e 30 de 
dezembro de 2006, sendo assegurada, pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A – ELETROBRÁS, a compra da energia