Artigo_Cecilia_Francisco

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THE INSTITUTE OF BRAZILIAN BUSINESS AND PUBLIC MANAGEMENT ISSUES
THE MINERVA PROGRAM SPRING 2012
CONECTANDO A CENTRAL RENOVÁVEL AO SISTEMA DE ENERGIA DE TRANSMISSÃO DO BRASIL
By Cecília Magalhães Francisco
Advisor: Jonh Forrer
Washington – DC, April of 2012
Table of Contents
INTRODUCTION	3
BRAZILIAN ENERGY SECTOR	4
HISTORY OF BRAZILIAN ELETRIC SECTOR	4
THE RELANTIOSHIP AMONG THE INSTITUITIONS	7
INTERCONNECTED TRANSMISSION SYSTEM	9
RENEWABLE ELETRIC POWER PLANTS	13
BRAZILIAN’S POLICY OF RENEWABLE POWER GENERATION	13
THE PARTICIPATION OF ALTERNATIVES ELECTRIC ENERGY GENERATOR IN THE BRAZILIAN MATRIX [11]	15
BIOMASS FROM SUGARCANE BAGASSE	18
EOLIC POWER PLANTS	21
ALTERNATIVE SOUCE OF ENERGY ACCESS TO THE TRANSMISSION SYSTEM	23
BRAZILIAN REGULATION TO CONNECT ALTERNATIVE SOURCES TO THE TRANSMISSION POWER SYSTEM [27]	23
AUCTION PROCEDURE [11]	25
ICG AUCTION RESULTS	27
EVALUATION OF THE BRAZILIAN REGULATION FOR THE CONNECTION OF RENEWABLE GENERATORS TO THE TRANSMISSION SYSTEM	31
GENERATORS WAIVER	31
DELAYS OF THE TRANSMISSION FACILITIES	31
CONCLUSION	34
REFERENCES	36
 (
22
)
1. INTRODUÇÃO
As concessionárias de transmissão são as que permitem a comercialização de energia em todo o país e melhor acesso a todas as fontes de energia. Este fato é verdadeiro em todos os países. Nos Estados Unidos da América, “um especialista ambiental vinculou isso para forçar a América a viver sob o Céu de Alumínio” [34].
Comparando as linhas de transmissão com as rodovias, elas são a infraestrutura necessária para garantir que o produto (energia) chegue ao consumidor. Portanto, é papel do Estado criar o marco regulatório que garanta o desenvolvimento da infraestrutura necessária para que os consumidores finais possam chegar ao seu produto. No caso em estudo, a infraestrutura necessária é a construção de linhas de transmissão para transportar fontes alternativas aos consumidores finais de energia no Brasil.
É prioridade do governo brasileiro aumentar a participação de fontes renováveis ​​de energia na matriz energética do país. De acordo com a EPE (Empresa Brasileira de Pesquisa Energética) a participação de pequenas centrais hidrelétricas, energia eólica e biomassa na matriz elétrica energética brasileira aumentará de 8% para 16% em dez anos.
Normalmente, fontes como biomassa e vento são usinas pequenas e totalmente concentradas em uma área geográfica específica. Toda essa energia deve ser conectada ao sistema de transmissão de energia brasileiro para ser transportada aos consumidores de energia em todo o Brasil, o que traz os seguintes desafios: Fornecer acesso a pequenas centrais elétricas de fontes alternativas, localizadas remotas, ao sistema de transmissão brasileiro, a preços razoáveis para toda a sociedade.
Este trabalho se propõe a avaliar se o atual arcabouço regulatório está proporcionando as condições adequadas para o desenvolvimento de concessionárias de transmissão que conectem a usina de energia renovável ao Sistema Elétrico Interligado Brasileiro.
Propõe o aprimoramento da regulamentação sobre a questão da conexão das usinas renováveis ​​ao sistema de transmissão brasileiro. Portanto, garantir que a energia proveniente de fontes renováveis ​​esteja disponível para os consumidores finais.
O Capítulo 2 apresentará uma visão geral do Setor Elétrico Brasileiro: história, relação entre as instituições e a estrutura do sistema de transmissão. No Capítulo 3 apresentará a política, o desenvolvimento e a descrição das principais fontes alternativas de energia utilizadas no setor elétrico brasileiro. No Capítulo 4 será apresentada a atual regulamentação sobre o assunto: acesso da fonte alternativa ao sistema interligado. O capítulo 5 discute as questões envolvidas no desenvolvimento do sistema de transmissão, a fim de fornecer acesso à “energia verde”. O Capítulo 6 apresentará as conclusões sobre o assunto.
2. SETOR DE ENERGIA DO BRASIL
2.1. HISTÓRIA DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
Nos últimos 20 anos, o Setor Elétrico Brasileiro passou por uma reforma completa, passando de um setor em que todas as empresas eram estatais para um setor em que empresas privadas e públicas competem em igualdade de condições por novos empreendimentos em leilões.
No início da década de 1990, o setor elétrico brasileiro enfrentava problemas para financiar sua expansão. Em resposta o governo brasileiro reduziu a presença do Estado no setor privatizando a maioria das empresas estatais. Isso permitiu que o setor privado investisse na expansão do sistema elétrico.
Para tanto, o governo precisava reformar o setor e uma das pré-condições era dividir as atividades da cadeia produtiva de Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização. [1]
As Leis nos 8.987 [2] e 9.074 [3], ambas de 1995, promoveram a maioria das mudanças necessárias no setor. Essas mudanças incluíram a necessidade de leilão de novas usinas, a criação de um produtor independente de energia elétrica e a liberdade de acesso ao sistema de transmissão e distribuição. Outra mudança foi a criação de consumidores livres; esses consumidores podem escolher de quem comprarão o fornecimento de energia elétrica por meio de contratos bilaterais negociados livremente. [1]
Dando continuidade a essas reformas, a Lei nº.9.427 [4], de 8 de janeiro de 1997, instituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica com o objetivo de regulamentar e auditar os mercados de produção, transmissão, distribuição e varejo de energia elétrica de acordo com as diretrizes instituídas pelo Governo Federal Brasileiro. [1]
A Lei nº 9.648 [5], de 27 de maio de 1998, criou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE), que se tornou responsável por todas as transações de comercialização de energia elétrica no sistema interligado. Também estabeleceu o Operador Nacional de Rede (ONS), que passou a ser responsável pela coordenação e controle dos geradores e do sistema de transmissão. [1]
Em 2001, o Brasil enfrentou uma crise de energia elétrica causada pela falta de fornecimento de energia1. Este evento mostrou2 a necessidade de investimentos no setor de energia elétrica. Além disso, mostrou a necessidade de diversificar a matriz de energia elétrica. [1]
Assim, em 2002, foi aprovada a Lei nº.10.438, de 29 de abril de 2002, [12], que criou incentivos para fontes alternativas de energia, a fim de proporcionar uma matriz energética diversificada.
Em 2004, o Congresso Brasileiro aprovou as Leis nº. 10.848 [6] e 10.847 [7]. O principal objetivo dessas novas reformas era garantir o fornecimento de energia elétrica, promover tarifas razoáveis ​​e também promover a inclusão social no Setor Elétrico Brasileiro. [8]
Criou dois ambientes para a comercialização de energia, um denominado Ambiente de Livre Comércio (ACL), no qual apenas os consumidores livres podem participar e, como antes, podem negociar diretamente com quem comprarão seu suprimento de energia. [8]
O segundo ambiente criado foi o Ambiente de Comércio Regulado (ACR), neste ambiente o fornecimento de energia elétrica é comercializado por meio de leilões promovidos pela ANEEL. As distribuidoras somente podem adquirir seu suprimento de energia elétrica neste ambiente. [8]
1 A seca de 2001 impediu que as usinas hidrelétricas funcionassem em plena capacidade, causando a escassez de energia.
2
Outra mudança promovida pelas reformas foi que o Ministério de Minas e Energia (MME) passou a ser responsável pelo planejamento e desenvolvimento de políticas para o Setor Elétrico.
Do ponto de vista institucional, essas reformas criaram a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que é responsável por promover estudos e pesquisas para apoiar o planejamento de longo prazo do setor elétrico no Brasil, incluindo energia elétrica, petróleo, gás natural e fontes renováveis ​​de energia. . Também foi criado o Comitê de Acompanhamento do Setor Elétrico Brasileiro, que passou a ser responsável por avaliar a estabilidade e segurança do fornecimento de energia elétrica. Outra instituição criada foi a Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica - CCEE, que sucedeu ao MAE. [8]
2.2. O RELACIONAMENTO ENTRE AS INSTITUIÇÕES
As principais instituições do setor elétrico brasileiro são as seguintes:
a) Comitê Brasileiro de Política Energética - CNPE
b) Ministério de Minas e Energia - MME
c) Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico Brasileiro - CMSE
d) Empresa de Pesquisa Energética - EPE
e) Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
f) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
g) Operador Nacional de Rede - ONS
O MME é responsável por desenvolver políticas e diretrizes para as minas, petróleo, energia elétrica, incluindo energia nuclear. No setor de Energia Elétrica também é responsável pelo planejamento do sistema.
Sob a responsabilidade do MME estão o CMSE e a EPE, sendo que a primeira é responsável por avaliar constantemente a confiabilidade e a continuidade do fornecimento de energia elétrica. A EPE é responsável por realizar estudos e pesquisas para subsidiar o planejamento do setor elétrico.
Além disso, está sob a responsabilidade do MME a Eletrobrás, sociedade de economia mista, que desempenha importante papel no setor elétrico brasileiro.
O CNPE está vinculado à Presidência da República, é presidido pelo Ministro de Minas e Energia e tem como principal responsabilidade propor políticas nacionais para o setor.
Embora a ANEEL seja a agência reguladora responsável por regular o setor, embora vinculada ao MME, mantém a independência política. A ANEEL também é responsável por regulamentar e auditar a CCEE e o ONS. A Figura 2.1 apresenta a Hierarquia do setor elétrico entre as instituições.
Figura - 2.1 – Hierarquia entre instituições [8]
2.3. SISTEMA DE TRANSMISSÃO INTERCONECTADO
O Sistema Interligado Brasileiro (SIN) é um complexo sistema hidrotérmico conectado por uma longa rede de transmissão. Liga o sul, sudeste, centro-oeste, nordeste e parte do norte do Brasil. Apenas 3,4% da produção de energia elétrica não faz parte do SIN, são sistemas isolados localizados principalmente na área da Amazônia [9].
A rede de transmissão é a parte do sistema que transporta grandes quantidades de energia elétrica das estações de geração para as áreas de consumo. De acordo com a Resolução ANEEL nº 67 de 2004, [10] os equipamentos da linha de transmissão e subestações iguais ou superiores a 230 kV são denominados rede básica, exceto aqueles de uso exclusivo de geradores e consumidores. No final de 2020, a rede básica terá 142.202 km de linha e quase 300.000 MVA em equipamentos de transformadores [11]. A Figura 2.2 mostra um mapa do SIN.
Figura 2.2 – Sistema Interligado Brasileiro [9]
De acordo com a Lei nº 9.074 [3], de 1995, as linhas e subestações classificadas como parte da rede básica são objetos de concessão. A expansão da rede básica pode ser feita por meio de leilões de novas concessões ou pela autorização de reforço na instalação existente. As regras dos leilões e o regulamento de autorização são definidos pela ANEEL.
2.3.1. PLANEJANDO O SISTEMA DE TRANSMISSÃO
A decisão sobre quais linhas e subestações serão construídas começa em estudos desenvolvidos pela EPE e ONS. A Empresa de Pesquisa analisa o mercado de energia elétrica, o programa da usina. Com foco no custo global mínimo do sistema, a EPE publica anualmente o Programa de Expansão do Sistema de Transmissão (PET), que mostra quais linhas e subestações precisam ser construídas em um período de 5 anos para manter os padrões e a segurança de PECADO. [9]
O ONS também estuda a evolução do sistema de transmissão. O ONS utiliza o auxílio de geradores, transmissões, distribuições e agentes consumidores livres para desenvolver o plano de expansão e reforço (PAR). O PAR considera propostas de novos reforços ao sistema de transmissão, propostas de novos acessos ao sistema de transmissão, as variações de carga, o atraso na nova geração e nos empreendimentos de transmissão. O PAR propõe o que precisa ser feito no sistema nos próximos 3 anos. [9]
O Ministro de Minas e Energia é responsável por analisar o PAR e o PET e decidir quais empreendimentos de transmissão serão construídos, quais serão licitados ou serão autorizados. Anualmente, o MME publica o Empreendimento Consolidado da Rede Básica, que mostra todos os empreendimentos que devem ser homologados ou licitados nos próximos três anos. [11]
Em seguida, a ANEEL preparou os editais de licitação para as empresas que vão a leilão, incluindo as especificações técnicas, as condições de participação e as minutas dos contratos.
O leilão é baseado na Receita Anual Mínima Permitida (RAP); a empresa que oferecer a menor receita anual permitida vence o leilão. A empresa de transmissão tem direito à receita após ter construído todo o projeto. Terá o direito de explorar o serviço por 30 anos.
Desde o primeiro leilão de transmissão em 1999 até o primeiro semestre de 2010, foram leiloados um total de 38.800 km de linhas de transmissão e 60.600 MVA em equipamentos de transformadores. [16].
Quando é decidido um novo reforço em uma instalação existente são autorizados pela ANEEL que analisa o projeto e calcula a receita anual. Nesse caso, a empresa também passa a ter direito à receita após a operação do equipamento.
2.3.2. ACESSANDO O SISTEMA DE TRANSMISSÃO
O acesso à rede básica é gratuito, o que significa que qualquer agente do setor pode requerer o acesso à rede básica. Essa exigência é analisada pelo ONS, caso não haja necessidade de ampliação do sistema, o agente pode fazer a qualquer momento.
O acesso ao sistema de transmissão é considerado uma conexão profunda, isto significa que o agente que deseja conectar as instalações precisa construir sua linha de força até uma instalação. Para conectar o sistema de transmissão, o agente deve firmar contratos: um com o proprietário da transmissão denominado contrato de conexão e outro com o ONS denominado contrato de uso da transmissão. O Regulamento de acesso está disposto na Resolução ANEEL nº. 281/99. [17]
2.3.3. CUSTO DE ALOCAÇÃO
Os proprietários da transmissão são pagos por uma Receita-CAP que é cobrada por meio da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão TUST. A receita é atualizada todos os anos em junho; a ideia é aplicar uma correção monetária. A Tabela 2.1 mostra o crescimento da receita da rede básica.
Tabela 2.1 - O Crescimento da Receita Anual Permitida [20]
	ANO
	Anual Permitido ($)
	Inflação
Índice
	Receita Real ($)
	Variação
	1999/2000
	1,109,563,958.49
	2,908266
	3,226,907,642.00
	0,00%
	2000/2001
	1,330,309,738.99
	2,554002
	3,397,613,220.12
	5,30%
	2001/2002
	1,535,966,718.87
	2,299831
	3,532,463,820.03
	9,50%
	2002/2003
	2,120,986,679.87
	2,112246
	4,480,046,633.55
	38,80%
	2003/2004
	3,108,571,018.87
	1,605922
	4,992,121,710.87
	54,70%
	2004/2005
	3,718,015,478.62
	1,500268
	5,578,018,198.72
	72,90%
	2005/2006
	4,552,753,141.67
	1,375443
	6,262,052,554.41
	94,10%
	2006/2007
	4,970,121,098.04
	1,379987
	6,858,703,733.12
	112,50%
	2007/2008
	5,154,721,265,03
	1,321831
	6,813,671,116.85
	111,20%
	2008/2009
	5,961,968,045.01
	1,185228
	7,066,290,991.64
	119,00%
	2009/2010
	5,821,646,328.60
	1,143593
	6,657,596,310.53
	106,30%
	2010/2011
	6,550,541,354.57
	1,097729
	7,190,721,417.92
	122,80%
	2011/2012
	7,759,013,781.15
	1
	7,759,013,781.15
	140,40%
Nota: Taxa de Câmbio: 1,59 R $ / $ [19]
A Lei 10.848 / 2004 estabeleceu que a tarifa deve ser calculada com base na metodologia nodal e garante o valor total para cobertura do custo de transmissão. A tarifa nodal atribui o custo do sistema àqueles que mais utilizam. [18]
3. PLANTAS DE ENERGIA ELÉTRICA RENOVÁVEIS
A ânsia mundial por energia limpa, o medo do aquecimento global e a necessidade do Brasil de diversificar a matriz energética, motivaram a política governamental de promoção do desenvolvimento de fontes renováveis de energia.
3.1. POLÍTICA BRASILEIRA DE GERAÇÃO DE ENERGIA RENOVÁVEL
Em 2002, a Lei n. 10, 438 [12] foi aprovado, e criou incentivos para fontes alternativas de energia.
3.1.1. LEI 10.438 / 02 [11]
O PROINFA (Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia) foi o primeiro
programa governamental voltado para a promoção de fontes alternativas de energia; o objetivo principal era aumentar a participação das usinas eólica, biomassa e pequenas hidrelétricas na matriz de energia elétrica.
O Ministério de Minas e Energia foi responsável por definir as diretrizes, elaborar o planejamento e definir o valor econômico de cada fonte de energia. A Eletrobras ficou responsável por celebrar os contratos de compra e venda de energia.
Também ficou estabelecido que o valor gasto pela Eletrobras na compra de energia elétrica (incluindo custos administrativos, financeiros e tributários) seria compartilhado pelos consumidores finais atendidos no SIN, exceto para os consumidores classificados como Residencial de Menor renda (aqueles que consomem menos de 80 kWh / mês)
 No Programa, a previsão é de implantação de 144 usinas, que adicionarão 3.299,40 MW à capacidade instalada. Esse número corresponde a 1.191,24 MW de 63 pequenas centrais hidrelétricas, 1.422,92 de 54 parques eólicos e 27 usinas de biomassa [13].
Porém, a maioria das usinas deveria ter sido instalada até 2004. A data foi adiada para 2011. A falta de um marco regulatório não permitiu o desenvolvimento dos empreendimentos verdes, mesmo com a ajuda do governo.
A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), também foi criada pela Lei nº. 10.438. Seu principal objetivo é promover o desenvolvimento energético, o acesso à energia elétrica para todos os consumidores do Brasil, o desenvolvimento da rede de gás, bem como garantir um preço competitivo à fonte alternativa de energia.
Outra medida foi dar desconto na tarifa de distribuição e transmissão para as usinas abaixo de 30 MW. Esse desconto tem sido debatido, pois, tem levado as empresas a projetarem empreendimentos menores que 30 MW, ao invés de aproveitarem a capacidade total dos recursos. [24]
3.1.2. ENERGIA DE RESERVA E LEILÕES DE ENERGIA ALTERNATIVA [22]
O Leilão de Energia de Reserva foi instituído pela Lei nº. 10.848 / 2004 [6]. Visa aumentar a segurança do abastecimento de energia através da contratação de capacidade extra de energia. De acordo com a Lei, o governo definirá a quantidade de energia que deve ser adicionada ao sistema.
O Decreto nº 6.353 [23], de 2008, decidiu que a energia de reserva será adquirida por meio de leilões de energia. Esses leilões serão organizados pela ANEEL, seguindo as diretrizes do MME.
 A quantidade de energia a ser vendida no leilão será estabelecida pelo MME, com base em estudos da EPE.
O governo decidiu que os leilões deveriam ser destinados à incorporação de fontes alternativas de energia à matriz energética. Em 2008, foi organizado o primeiro leilão; o principal objetivo era adquirir energia de fonte de biomassa.
Além disso, com o objetivo de aumentar as fontes alternativas de energia na matriz brasileira, o MME em conjunto com a ANEEL vem promovendo leilões exclusivos voltados para fontes alternativas de energia o primeiro aconteceu em 2007.
3.2. A PARTICIPAÇÃO DE ALTERNATIVOS GERADORES DE ENERGIA ELÉTRICA NA MATRIZ BRASILEIRA [11]
A capacidade de geração de energia elétrica alternativa cresce 12% ao ano no mercado brasileiro. Em dezembro de 2020, serão 27 GW produzidos por fontes alternativas de energia, incluindo pequenas hidrelétricas, energia eólica e usina de biomassa. Essa capacidade de energia representará 16% da matriz de energia elétrica, em 2010 representava apenas 8%. Figura
3.1 mostra a participação de cada tipo de fonte de energia na Matriz Elétrica Brasileira.
Figura 3.1 - a evolução da capacidade instalada por tipo de fonte de geração (GW e%) [11] Legenda:
PCH - Pequena Central Hidrelétrica EOL- Central Eólica
BIO - Usina de biomassa Hidro - Usina hidrelétrica
UTE - Usina Termoelétrica Nuclear - Usina Nuclear
As tabelas 3.1 e 3.2 mostram o crescimento da capacidade de energia elétrica dos diferentes tipos de fontes que compõem a matriz elétrica brasileira, no período de 2.010 a 2020. As fontes alternativas de energia que apresentam crescimento significativo são baseadas principalmente na energia eólica e da biomassa . A participação eólica passa de 0,8% em 2010 para 6,7% em 2020. Além disso, as usinas de biomassa passam de 4,1% para 5,4% [11].
	TABELA (3.1) - Evolução da capacidade instalada por fonte de energia (MW) [11]
	FONTE
	2.010
	2.011
	2.012
	2.013
	2.014
	2.015
	2.016
	2.017
	2.018
	2.019
	2.020
	Hidrelétrica(a)
	82.939
	84.736
	86.741
	88.966
	89.856
	94.053
	98.946
	104.415
	109.412
	111.624
	115.123
	Urânio
	2.007
	2.007
	2.007
	2.007
	2.007
	2.007
	3.412
	3.412
	3.412
	3.412
	3.412
	Gás Natural 
	9.180
	9.384
	10.184
	11.309
	11.659
	11.659
	11.659
	11.659
	11.659
	11.659
	11.659
	Carvão
	1.765
	2.485
	3.205
	3.205
	3.205
	3.205
	3.205
	3.205
	3.205
	3.205
	3.205
	Óleo Combustível
	2.371
	3.744
	5.172
	8.790
	8.790
	8.790
	8.790
	8.790
	8.790
	8.790
	8.790
	Óleo Diesel 
	1.497
	1.497
	1.471
	1.471
	1.121
	1.121
	1.121
	1.121
	1.121
	1.121
	1.121
	Tecnologia de Processo de Gás 
	686
	686
	686
	686
	686
	686
	686
	686
	686
	686
	686
	Pequena Central Hidrelétrica
	3.806
	4.201
	4.230
	4.376
	4.633
	4.957
	5.187
	5.457
	5.737
	6.047
	6.447
	Biomassa
	4.496
	5.444
	6.272
	6.681
	7.053
	7.353
	7.653
	8.003
	8.333
	8.703
	9.163
	Eolica
	831
	1.283
	3.224
	5.272
	6.172
	7.022
	7.782
	8.682
	9.532
	10.532
	11.532
	Total(b)
	109.578
	115.467
	123.192
	132.763
	135.182
	140.853
	148.441
	155.430
	161.887
	165.779
	171.138
Nota: Os valores indicam a potência instalada em dezembro de cada ano.
(a) Inclui a estimativa da energia importada produzida pela Central Hidrelétrica de Itaipu que o sistema elétrico paraguaio não consome.
(b) Não considera a autoprodução, para os estudos propostos, é contabilizada como uma diminuição da carga
	TABELA (3.2) - Evolução da capacidade de potência instalada por tipo de fonte (%) [11]
	FONTE
	2.010
	2.011
	2.012
	2.013
	2.014
	2.015
	2.016
	2.017
	2.018
	2.019
	2.020
	Hidrelétrica
	75,7%
	73,4%
	70,4%
	67,0%
	66,5%
	66,8%
	66,7%
	67,2%
	67,6%
	67,3%
	67,3%
	Urânio
	1,8%
	1,7%
	1,6%
	1,5%
	1,5%
	1,4%
	2,3%
	2,2%
	2,1%
	2,1%
	2,0%
	Gás Natural
	8,4%
	8,1%
	8,3%
	8,5%
	8,6%
	8,3%
	7,9%
	7,5%
	7,2%
	7,0%
	6,8%
	Carvão
	1,6%
	2,2%
	2,6%
	2,4%
	2,4%
	2,3%
	2,2%
	2,1%
	2,0%
	1,9%
	1,9%
	Óleo Combustível
	2,2%
	3,2%
	4,2%
	6,6%
	6,5%
	6,2%
	5,9%
	5,7%
	5,4%
	5,3%
	5,1%
	Óleo Diesel 
	1,4%
	1,3%
	1,2%
	1,1%
	0,8%
	0,8%
	0,8%
	0,7%
	0,7%
	0,7%
	0,7%
	Tecnologia de Processo de Gás
	0,6%
	0,6%
	0,6%
	0,5%
	0,5%
	0,5%
	0,5%
	0,4%
	0,4%
	0,4%
	0,4%
	Pequena Central Hidrelétrica
	3,5%
	3,6%
	3,4%
	3,3%
	3,4%
	3,5%
	3,5%
	3,5%
	3,5%
	3,6%
	3,8%
	Biomassa
	4,1%
	4,7%
	5,1%
	5,0%
	5,2%
	5,2%
	5,2%
	5,1%
	5,1%
	5,2%
	5,4%
	Eolica
	0,8%
	1,1%
	2,6%
	4,0%
	4,6%
	5,0%
	5,2%
	5,6%
	5,9%
	6,4%
	6,7%
	Total
	100,0%
	100,0%
	100,0%
	100,0%
	100,0%
	100,0%
	100,0%
	100,0%
	100,0%
	100,0%
	100,0%
Outro dado importante é a quantidade de energia já adquirida. A Figura x apresenta que existe uma quantidade significativa de energia contratada até 2013. Isso corrobora com as expansões da fonte alternativa de energia que vão se despender.
Figura 3.2 – Energia negociada.[11]
Como se pode perceber, a participação de fontes alternativas de energia na matriz brasileira vai crescer rapidamente e ter um grande papel no setor de energia elétrica. Cabe ao Estado fornecer infraestrutura a essas novas fontes de energia.
3.3. BIOMASSA DO BAGAÇO DE CANA DE AÇÚCAR
Biomassa é qualquer tipo de recurso renovável proveniente de matéria orgânica (vegetal ou animal), que pode ser utilizada para a produção de energia. [16]
A principal fonte de biomassa utilizada no Brasil é o bagaço da cana-de-açúcar, que é um dos restos da produção de açúcar ou de etanol. Por ter um grande valor energético, é já utilizada na produção de energia térmica e elétrica durante o processo de fabricação de açúcar ou etanol. O excedente de energia elétrica produzida pode ser comercializado no mercado elétrico brasileiro. [11]
No caso da indústria sucroalcooleira, a maioria das usinas utiliza geradores de baixa pressão.
O governo brasileiro está incentivando os geradores a modernizarem suas concessionárias, mais energia pode ir para o SIN. [11]
Estima-se uma capacidade energética superior a 16.000 MW produzidos a partir de usinas de bagaço de cana-de-açúcar. O mapa da figura 3.3 mostra onde a maioria dessas usinas está localizada no Brasil.
No leilão de energia de reserva de 18 de agosto de 2011, foram comercializados 7 novos empreendimentos de Biomassa. A capacidade total adquirida foi de 357 MW e o preço médio foi de US $ 62,753 [25]. Em comparação, no leilão ocorrido em 17 de agosto de 2011, a hidrelétrica foi vendida a US $ 63,75 [26]. Como se pode ver, a fonte de biomassa está se tornando tão competitiva quanto a Hydro4.
3 A taxa de câmbio utilizada foi de 1,60 desde o dia do leilão, 18 de agosto de 2011.
4 Historicamente, as usinas hidrelétricas são consideradas a fonte de energia elétrica mais barata que o Brasil possui. Mas isso está mudando, à medida que novas tecnologias para fontes alternativas de energia estão melhorando.
Figura 3.3 – A distribuição da usina de biomassa no Brasil [14]
As usinas podem estar localizadas em áreas onde o sistema de distribuição é bem desenvolvido; no Estado de São Paulo, a entrega de energia elétrica aos consumidores finais não é um problema principal. O verdadeiro desafio existe em áreas onde o sistema não está bem desenvolvido, geralmente áreas que não são muito povoadas.
No Estado de Mato Grosso do Sul, a área total é de 357.124,962 km2, pois a figura 3.4 mostra que os potenciais de energia elétrica estão dispersos por todo o Estado e o maior mercado final está localizado na região sudeste. Além disso, existem poucas linhas de energia da rede básica e subestações para fornecer energia para todo o estado.
Figura [3.4] – Localização Energia do Bagaço no Mato Grosso do Sul e as linhas básicas de transmissão existentes [14]
Portanto, para conectar essas usinas ao SIN, é necessário um grande investimento não só na rede básica, mas também na interligação das usinas ao SIN. Se a usina for responsável por um acesso à rede básica, os custos podem inviabilizar sua existência.
3.4. PLANTAS DE ENERGIA EOLICA
De acordo com o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, o potencial eólico no Brasil é de cerca de 143,5 GW, maior do que a capacidade instalada real5. No entanto, esses dados são baseados em geradores eólicos de 50 metros, hoje em dia, as novas usinas estão usando geradores de 60 metros [15]. Nesse caso, considerando a nova tecnologia, o potencial eólico brasileiro sobe para 300 GW [14].
5 A capacidade instalada total no Brasil é
No leilão de energia de reserva de 18 de agosto de 2011, 34 usinas eólicas foram comercializadas com energia de novos empreendimentos Bi. A capacidade total adquirida foi de 861,1 MW e o preço médio foi de US $ 62,216 [25]. Em comparação, no leilão ocorrido em 17 de agosto de 2011, a hidrelétrica foi vendida a US $ 63,75 [26]. Como no caso da fonte de biomassa, os parques eólicos estão se tornando tão competitivos quanto o Hidrelétrica7.
A maior parte desses potenciais está localizada na costa do Brasil, especialmente no Nordeste e no Sul. O mapa da figura 3.5 mostra a localização do potencial eólico no Brasil.
Figura 3.5 - Potencial de energia eólica considerando média de vento anual de 7 m / s [15]
6 A taxa de câmbio utilizada foi de 1,60 desde o dia do leilão, 18 de agosto de 2011.
7 Historicamente, as usinas hidrelétricas são consideradas a fonte de energia elétrica mais barata que o Brasil possui. Mas isso está mudando, à medida que novas tecnologias para fontes alternativas de energia estão melhorando.
Porém, como no caso da Biomassa, os potenciais eólicos estão localizados em áreas remotas, o que torna necessário o desenvolvimento do sistema de transmissão para garantir o desenvolvimento desses potenciais de energia.
4. FONTE ALTERNATIVA DE ACESSO DE ENERGIA AO SISTEMA DE TRANSMISSÃO
4.1. REGULAMENTO BRASILEIRO PARA CONEXÃO DE FONTES ALTERNATIVAS AO SISTEMA DE ENERGIA DE TRANSMISSÃO [27]
O Capítulo 3 mostrou o desafio de conectar as usinas alternativas em Mato Grosso do Sul ao SIN. Para reduzir o alto custo de transmissão, os estudos da EPE mostraram que a forma com custo mínimo para conectar as usinas ao SIN era por meio de instalações compartilhadas.
Com o objetivo de fornecer o marco regulatório, em 2008, o Decreto nº 6.460 estabeleceu o conceito de instalações de transmissão de interesse exclusivo da Central Geração (ICG). A ANEEL publicou a Resolução nos. 320/2008 e 312/2008, ambos de 2008.
Os ICGs são instalações compartilhadas por geradores de energia elétrica, todos os equipamentos são inferiores a 230 kV. Essas instalações podem fazer parte de uma concessão de transmissão, sendo autorizada ou uma nova concessão que será leiloada. A figura 4.1 representa a configuração do sistema de energia
Nesse novo marco regulatório, as subestações da rede básica são chamadas de coletoras, pois estão integrando o potencial energético da área à carga na região sudeste.
ICG
Figura 4.1 – Configuração do sistema de energia
Como os ICG são usados exclusivamente por geradores e têm menos de 230 kV, o custo das concessionárias de transmissão não pode ser alocado à tarifa da rede básica. Portanto, os agentes geradores pagam o valor total da receita referente aos serviços de ICG. As usinas dividem os custos com base na capacidade instalada de cada agente.
Como os geradores começam a operar em períodos de tempo diferentes, isso cria um problema para os agentes de transmissão. A solução para isso foi um valor fixo de pagamento que todo gerador deve pagar por 5 anos. Durante esse tempo, a diferença entre o valor que a instalação de transmissão deve receber e o valor arrecadado é alocada nas tarifas da rede básica. Na figura 4.2, pode-se observar a alocação dos custos no tempo.
 (
%
anticipada
para a
 
rede
G1
G2
G3
b
á
sica
G4
Receita
Receita devolvida 
à
 rede b
á
sica
)Receita
100
75
50
25
.
Os erros de planejamento serão alocados nas tarifas da rede básica.
0 0	1	2	3	4	5	6	7	8
anos
Figura 4.2 - Custo de alocação de ICG no tempo
4.2. PROCEDIMENTO DE LEILÃO [11]
O planejamento das instalações de transmissão para conectar fontes renováveis começa com o conhecimento de quantas usinas de energia precisam acessar a rede básica. Em primeiro lugar, os empresários do gerador assinam o projeto da usina no banco de dados da EPE. A partir desses dados, a EPE projeta a expansão da rede básica e dos ICGs, com base na necessidade de integrar essas novas fontes ao sistema, bem como na necessidade de identificar o valor do investimento necessário para o cálculo de tarifas e taxas8.
8 A tarifa das usinas geradoras é baseada em uma tarifa estável de 10 anos, que são calculadas antes dos leilões de energia elétrica com base no valor estimado do investimento em 10 anos.
Após um leilão de energia, a ANEEL organiza uma chamada pública dedicada aos proprietários dos geradores que desejam acessar os ICGs. Os proprietários das usinas devem dar uma garantia financeira de que irão acessar o sistema de transmissão.9 Após o resultado da chamada pública, a EPE projeta as utilidades de transmissão com base nos geradores que participaram da chamada pública. Por fim, o leilão de concessionárias de transmissão é organizado pela ANEEL.
As garantias são liberadas após os geradores assinarem um contrato de conexão com o proprietário da transmissão que venceu o leilão. Só então, o ICG é construído, o cronograma final está de acordo com a data acordada no contrato de conexões. As concessionárias de transmissão somente detêm o título da receita do ICG após a data acordada, se a concessionária estiver operando.
Por outro lado, as concessionárias de transmissão que são classificadas como rede básica, devem seguir o cronograma do contrato de concessão. Eles têm direito à receita após a data programada, se a concessionária estiver em operação.
Em 2009, foi realizado um leilão de energia eólica. Nessa época, a EPE contava
com um total de 13.000 MW de capacidade instalada distribuída em 441 usinas eólicas em seu banco de dados. Nos primeiros estudos da EPE, foram projetadas 32 estações coletoras e 28 subestações ICG. Em dezembro de 2009, ocorreu o leilão de energia, no qual foi comercializado um total de 1.180 MW, distribuídos em 71 empreendimentos geradores. A maioria das empresas estava localizada no Nordeste do Brasil.
Para a organização dos documentos da chamada pública, os estudos da EPE indicaram 6 estações coletoras: 3 no Estado do Ceará, 2 no Rio Grande do Norte e uma na Bahia. Na chamada pública, 33 empreendimentos eólicos concederam garantia. Em seguida, a EPE indica 3 subestações captadoras para participar do leilão de transmissão. Por fim, a ANEEL organizou o leilão de concessionárias de transmissão nº. 006/2010 [29].
4.3. RESULTADOS DO LEILÃO ICG
Como o ICG foi regulamentado, a ANEEL organizou 3 leilões considerando esse modelo.
O primeiro, Leilão 008/2008 [29], de 2008, teve como proposta principal conectar 27 biomassa e pequenas centrais hidrelétricas no Estado de Mato Grosso do Sul. Considerou 8 subestações coletoras e foi dividida em três lotes. O percentual médio de redução da receita anual máxima permitida foi de 16%. A Tabela 4.1 mostra os resultados do leilão.
9 As garantias são importantes porque evitam o desperdício de investimento nas linhas de transmissão
Tabela 4.1 - Resultado do Leilão 008/2008 [31]
	
	LOT A
	LOT B
	LOT C
	
VENCEDOR
	
COBRA INSTALACIONE S Y SERVICIOS S.A.
	
ELECNOR TRANSMISSÃO DE ENERGIA S.A.
	CONSÓRCIO TRANSENERGIA RENOVÁVEL - FURNAS 49% (LÍDER); DELTA 25,50%; FUAD
RASSI 25,50%
	LINHA DE ENERGIA DA REDE BÁSICA (km)
	756
	444
	366
	LINHA DE ENERGIA ICG (km)
	75
	22
	125
	SUBESTAÇÃO
	4
	4
	5
	LINHAS EXCLUSIVAS (km) 10
	224
	150
	272
	RECEITA ANUAL MÁXIMA ($) a
	36,326,446.63
	23,699,924.54
	26,178,189.57
	RECEITA ANUAL LICITADA ($) a
	29,785,276.07
	21,329,926.38
	21,165,644.17
	DIFERENÇA ENTRE A RECEITA MÁXIMA E A LICITADA ($) a
	6,541,170.552
	2,369,998.16
	5,012,545.40
	PERCENTAGEM DE REDUÇÃO
	18.01%
	10,0%
	19,15%
Nota: Taxa de câmbio 1,63 de 24 de novembro de 2008
10 Linhas elétricas exclusivas são aquelas que conectam apenas uma usina.
 (
27
)
O Leilão em si foi um sucesso, as questões começam com a implantação do projeto. A crise econômica de 2008 atingiu a maioria das geradoras, 8 delas se recusaram a assinar o contrato de conexão. Outros exigiram o cancelamento do contrato ou postergaram a data de início da operação. No total, 48% 11 do gerador ainda não programou data para conectar o sistema de transmissão. Os que vendem energia nos leilões de ambiente regulado são os que estão cumprindo as datas.
Este primeiro leilão considerou a possibilidade de o gerador vender sua energia no ambiente livre, portanto, para participar da chamada pública não era necessário contrato de energia. A chamada pública aconteceu antes do leilão de energia.
Outro problema foi a construção da Subestação Chapadão, a população local não aceitou local da concessionária. Eles argumentaram que a posição da linha de transmissão afetaria os negócios agrícolas, pois os aviões de agrotóxicos estão proibidos de sobrevoar a linha de transmissão. Portanto, a posição final da subestação teve que ser movida para alterar o caminho das linhas de transmissão. Como esta subestação afetou todos os três lotes, todos os projetos tiveram um atraso de pelo menos um ano [16].
O segundo foi o Leilão 006/2010 [28], de 2010, e teve como principal proposta conectar 33 usinas eólicas localizadas no Nordeste do Brasil. Também foi dividido em três lotes. A tabela 4.2 mostra os resultados do leilão.
Outra mudança foi que a Chamada Pública aconteceu após o leilão de energia, o que reduz o risco de desistência dos geradores.
11 Dado fornecido pela SFG- Superintendência de Fiscalização da Geraçao – ANEEL.
 (
28
)
Tabela 4.2 - Resultado do Leilão 006/2010 [32]
	
	LOT A
	LOT B
	LOT C
	
VENCEDOR
	CHESF – COMPANHIA HYDRO ELÉTRICA DO
SÃO FRANCISCO S.A
	CHESF – COMPANHIA HYDRO ELÉTRICA DO
SÃO FRANCISCO S.A
	CHESF – COMPANHIA HYDRO ELÉTRICA DO
SÃO FRANCISCO S.A
	LINHA DE ENERGIA DA REDE BÁSICA (km)
	274
	115
	97
	LINHA DE ENERGIA ICG (km)
	0
	
	
	SUBESTAÇÃO
	2
	1
	1
	LINHAS EXCLUSIVAS (km)
	0
	
	
	RECEITA ANUAL MÁXIMA ($) a
	12,644,838.15
	5,937,982.00
	4,114,168.00
	RECEITA ANUAL LICITADA ($) a
	5,968,994.00
	2,421,965.00
	2,727,595.00
	DIFERENÇA ENTRE A RECEITA MÁXIMA E A LICITADA ($) a
	6,675,844.00
	3,516,017.00
	1,386,572.00
	PERCENTAGEM DE REDUÇÃO
	52,8%
	59,2%
	34%
Nota: Taxa de câmbio: 1,73 a partir de 3 de setembro de 2010
Mais uma vez, o leilão foi um sucesso. No entanto, o projeto já está. A data de conclusão contratual é 23 de maio de 2012; Os lotes B e C estão previstos para terminar apenas nos dias 19 de julho e 26 de agosto de 2013. A empresa tem dificuldades para obter a licença ambiental [16].
A Tabela 4.3 mostra a quantidade de energia que estará operando antes que o sistema de transmissão esteja funcionando. Como podemos ver todas as usinas estarão prontas antes das utilidades de transmissão.
 
Tabela 4.3- O Impacto do Atraso do Sistema de Transmissão
	Estação de coleta
	SE Acaraú II
	João
Camara
	
Igaporã
	Prazo do fanal do contrato
	jul/13
	fev/13
	ago/13
	Eólica que ficará pronta antes da conclusão das concessionárias de transmissão
	186,00MW
	329,60MW
	350,40MW
	Eólica que será após a conclusão das concessionárias de transmissão
	0,00MW
	0,00MW
	0,00MW
Fonte: SFG / ANEEL
A diferença entre este projeto e o primeiro é que não há linhas exclusivas a serem construídas pelo proprietário da transmissão. Isso diminui a perda de transmissão, caso o gerador decida não desistir do projeto.
O último leilão foi realizado em 2011, foi o leilão nº. 01/2011 [30], a meta é conectar 44 parques eólicos no Nordeste do Brasil. A tabela 4.4 mostra o resultado do leilão
Tabela 4.4 - Resultado do Leilão 001/2011 [33]
	
	LOT A
	LOT B
	LOT C
	
VENCEDOR
	CONSORCIO EXTREMOZ - COMPANHIA HYDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO
S.A(49%) CTEEP (51%)
	
CHESF – COMPANHIA HYDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO S.A
	
CHESF – COMPANHIA HYDRO ELÉTRICA DO SÃO FRANCISCO S.A
	LINHA DE ENERGIA DA REDE BÁSICA (km)
	299,5
	65
	65
	LINHA DE ENERGIA ICG (km)
	
	
	
	SUBESTAÇÃO
	3
	1
	2
	LINHAS EXCLUSIVAS (km)
	0
	
	
	RECEITA ANUAL MÁXIMA ($) a
	4,771,.371.07
	3,440,113.21
	7,656,955.97
	RECEITA ANUAL LICITADA ($) a
	20,063,976,10
	2,545,683.65
	4,900,451.57
	DIFERENÇA ENTRE A RECEITA MÁXIMA E A LICITADA ($) a
	27,707,394.97
	894,429.56
	2,756,504.40
	PERCENTAGEM DE REDUÇÃO
	58,0%
	26,0%
	36,0%
Nota: Taxa de câmbio: 1,59 a partir de 10 de junho de 2011
O leilão foi um sucesso, a implantação do projeto não pode ser analisada porque ainda está no início.
5. 5. AVALIA	ÇÃO DO REGULAMENTO BRASILEIRO PARA A CONEXÃO DE GERADORES RENOVÁVEIS AO SISTEMA DE TRANSMISSÃO
O Capítulo 4 mostrou que os leilões de transmissão foram um sucesso; os proprietários da transmissão estão participando e licitando os projetos. Porém, ainda persistem alguns problemas a dispensa de geradores e os atrasos nas obras trazem risco de perda aos proprietários dos geradores, aos proprietários das transmissões e também à sociedade brasileira.
5.1. RENÚNCIA DE GERADORES
O principal motivo que ocasionou a dispensa dos geradores no primeiro empreendimento foi o fato de não terem vendido sua energia até o momento da realização da Chamada Pública. Portanto, é importante exigir um contrato de energia antes da Chamada Pública. Pode-se argumentar que o proprietário do gerador deseja vender energia no mercado livre. Até no mercado livre existe contrato de energia.
A mudança para fazer o leilão de energia antes da chamada pública para os ICGs pareceu mostrar efeito no problema. No entanto, o sistema de transmissão é caro demais para correr o risco, portanto, é importante ter certeza de que eles serão conectados ao sistema.
5.2. ATRASOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
Os atrasos na construção das concessionárias
de transmissão que se propõe para conectar os geradores trazem um grande risco para o proprietário das usinas e um custo para a sociedade. Especialmente se a energia foi vendida nos leilões de energia. Nesse caso, o custo da energia vai para a tarifa do consumidor12.
Atrasos na construção das concessionárias de transmissão do capítulo 4 foram causados ​​por questões ambientais; neste caso, a sociedade brasileira deve ficar com o prejuízo financeiro.
No entanto, os atrasos nas obras de transmissão são cada vez mais constantes no setor, às vezes os proprietários das transmissões alegam dificuldade para obter a licença ambiental em casos que não são verdadeiros. Embora sejam aplicadas multas a este tipo de casos, parece não ser a solução do problema.
Uma melhoria que pode ser feita é a adoção da metodologia Design – Build – Finance – Operate (DBFO), em simples tradução, Projetar – Construir – Finanças – Operar (PCFO), para o leilão de transmissão. Nesse caso, é necessária a presença de banco privado para financiar o projeto. Na maioria dos casos, isso melhorou a habilidade de gestão, uma vez que o risco financeiro está nas mãos do banco privado. A figura 5.1 mostra a estrutura de um DBFO. [21]
12 A Tarifa de Distribuição de usos considera o custo de energia como um dos não possíveis para a distribuidora administrar, portanto vai direto para a tarifa.
Figura 5.1 – Estrutura DBFO[21]
Porém, essa estrutura tem se mostrado mais cara, pois os bancos colocam a maior parte do risco no custo de capital. Portanto, é necessário estudar mais esse modelo para ver se ele se aplica ao caso brasileiro.
Outra forma de melhorar a gestão seria alocar o custo financeiro dos atrasos aos proprietários da transmissão.
De qualquer forma o custo de transmissão vai aumentar, uma vez que as empresas vão transferir o risco para os custos.
6. CONCLUSÃO
O medo do aquecimento global e a necessidade de reduzir a dependência do petróleo levaram ao desenvolvimento de novas fontes de energia, como usinas de biomassa e parques eólicos.
No Brasil, temos outro desafio: diversificar a matriz de energia elétrica, reduzindo a dependência das hidrelétricas. Portanto, uma das diretrizes do governo brasileiro é dobrar a quantidade de energia alternativa de origem na matriz energética brasileira até 2020 anos. Para isso é necessário criar o marco regulatório ideal para incentivar o crescimento desse tipo de energia.
Como mostrou o capítulo 3, o Brasil tem como principais fontes alternativas de energia: biomassa e energia eólica. Ambos estão se desenvolvendo muito rapidamente e os leilões atingiram preços competitivos de energia. Os leilões de energia de reserva e o modelo ICG têm funcionado como uma estrutura regulatória para auxiliar no desenvolvimento de fontes alternativas de energia.
Os leilões do ICG têm sido importantes para conectar fontes alternativas de energia localizadas remotas à transmissão brasileira. O Capítulo 4 mostrou que os leilões em si foram um sucesso. No entanto, a dispensa do gerador e o atraso na construção das concessionárias de transmissão têm sido alguns problemas para os projetos.
Para evitar a renúncia dos geradores dos projetos do ICG, os contratos de energia devem ser exigidos antes das Chamadas Públicas do ICG.
O modo DBFO tem demonstrado melhorar a gestão do projeto de parceria público-privada. Isso pode ser adotado de forma a melhorar o desempenho das transmissoras, evitando assim atrasos na construção dessas concessionárias.
 Em conclusão, pode-se dizer que o marco regulatório que vem sendo desenvolvido está permitindo o incremento de fontes alternativas de energia na matriz de energia elétrica brasileira. O modelo ICG está fornecendo a conexão dos geradores ao sistema de transmissão. No entanto, existem questões como a dispensa dos geradores de energia e os atrasos na construção do sistema de transmissão que mostram que a regulamentação precisa ser aprimorada. Este artigo traz algumas propostas de mudanças na regulamentação vigente.
7. REFERENCES
[1] Gastaldo, Marcelo, “Direito em Energia Eletrica”. Revista “o setoreletrico”, Janeiro de 2009.
[2] BRASIL, Congresso Nacional, Lei nº 8,987/95. Diário Oficial, 14 de fevereiro de 1995.
[3] BRASIL, Congresso Nacional, Lei nº 9,074/94. Diário Oficial, 8 de julho de 1994.
[4] BRASIL, Congresso Nacional, Lei nº 9,427/96. Diário Oficial, 27 de dezembro de 1996.
[5] BRASIL, Congresso Nacional, Lei nº 9,648/98. Diário Oficial, 28 de maio de 1998.
[6] BRASIL, Congresso Nacional, Lei nº 10,848/04. Diário Oficial, 13 de março de 2004.
[7] BRASIL, Congresso Nacional, Lei nº 10,847/04. Diário Oficial, 16 de março de 2004.
[8] CCEE- Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, informações disponíveis em http://www.ccee.org.br.
[9] ONS - Operador Nacional de Rede, informações disponíveis em http://www.ons.org.br.
[10] ANEEL, Resolução Normativa nº 67/2004. Diário Oficial, 11 de junho de 2004.
[11] Ministério de Minas e Energia -MME, Empresa de Pesquisa Energética - EPE, “Plano Decenal de Expansão de Energia 2020”. Brasilia; MME/EPE, 2011.
[12] BRASIL, Congresso Nacional, Lei nº 10,438/02. Diário Oficial, 29 de abril de 2002.
[13] MME, informações disponíveis em http://www.mme.gov.br.
[14] EPE, “Potencial de Expansão e Impactos das Energias Alternativas na Matriz Energética Nacional”. Apresentação no workshop - Fontes Alternativas Desafios e Soluções para integração ao Sistema de Transmissão Brasileiro, Rio de Janeiro, RJ, 19 de março de 2012.
[15] Centro de Pesquisa de Energia Elétrica – CEPEL, Atlas do Potencial Eólico Brasileiro. Brasilia, 2001.
[16] ANEEL, informações disponíveis em www.aneel.gov.br
[17] ANEEL, Resolução nº 281/1999. Diário Oficial, 11 de junho de 2004
[18] Nazareno, Ivo, “Generators Grid Tariffs in the Brazilian Transmission And High Voltage Distribution Electric Systems”. XXIV Minerva Program, 2008.
[19] Banco Central do Brasil - BCE, informações disponíveis em www.bce.gov.br.
[20] ANEEL, Nota Técnica 066/2011- SRT/ANEEL, 22 DE JUNHO DE 2011.
[21] Palmer Keith, “Challenges for the Optimal Uses Of Wind Power In Brazil”. Cambrige Police Associations. 2000.
[22] Informações disponíveis em www.tozzinifreire.com.br.
[23] BRASIL, Congresso Nacional, Decreto nº 6,353/10. Diário Oficial, 16 de janeiro de 2010.
[24] França, Vitor, “Challenges for the Optimal Uses of Wind Power in Brazil”. Minerva Program, 2011.
[25] EPE, INFORME À IMPRENSA - Leilão de Energia de Reserva/2011. São Paulo, 18 de agosto de 2011.
[26] EPE, INFORME À IMPRENSA - Leilão de Energia de A-3/2011. São Paulo, 17 de agosto de 2011.
[27] ANEEL, “Nota Técnica 003/2008- SRT/ANEEL”, 13 de janeiro de 2008.
[28] ANEEL, Edital de Leilão no.006/2010. Brasilia, Julho de 2010
[29] ANEEL, Edital de Leilão no. 008/2008. Brasilia, Outubro de 2008.
[30] ANEEL, Edital de Leilão no. 001/2011. Brasilia, Maio de 2011.
[31] ANEEL, Resultado do Leilão no. 008/2008. 24 de Novembro de 2008 .
[32] ANEEL, Resultado do Leilão no. 006/2010. 3 de setembro de 2011
[33] ANEEL, Resultado do Leilão no. 001/2011. 10 de junho de 2011
[34] Fox-Penner, Peter. "Smart Power – Climate Change, the Smart Grid, and the Future of Electric Utilities”. Washington-DC: ISLAND PRESS, 2010