1 Introdução
Com o passar dos anos a competitividade do mercado fez a
indústria olhar para um item importante dos seus custos: a energia elétrica,
tido como um dos três produtos mais custosos na produção. Em fevereiro de 2018,
o consumo industrial de eletricidade cresceu 3,9% em relação a igual mês do ano
anterior. Entre os maiores consumidores, destacou-se a indústria
automobilística e a indústria extrativa de minerais metálicos, em especial, em
Minas Gerais e no Pará, e o consumo da metalurgia de metais não ferrosos em São
Paulo [1].
Até há pouco tempo, a única
alternativa para essas indústrias era a contratação de energia por meio do
Mercado Regulado, também chamado de Mercado Cativo. Neste ambiente os
consumidores fazem contrato compulsoriamente com a distribuidora de energia
local e ficam vinculados aos termos pré-estabelecidos pela concessionária, o
que não é tão econômico.
É nesse panorama, que os
consumidores têm procurado por melhores condições para a contratação de energia,
que surge, como uma alternativa ao Mercado Cativo, o Mercado Livre de Energia Elétrica,
ou Ambiente de Contratação Livre – ACL. Ele propõe ao usuário um menor preço e
a flexibilização de alguns elementos do contrato, desde que o cliente opte por
fazer a migração de um mercado para o outro.
Mais precisamente, o
Mercado Livre de Energia foi criado em julho de 1995, com a Lei 9.074. Seu
objetivo principal era diminuir o investimento em infraestrutura pelo poder
público e incentivar o capital privado no setor. Além disso, sua criação deu
origem a importantes reduções no custo com energia elétrica e um fortalecimento
na competição entre as empresas do ramo energético brasileiras, buscando um
setor mais eficiente e competitivo.
Com isso, o crescimento
do ACL foi inevitável, visto que ele proporcionou aos clientes, que antes eram
obrigados a fechar negócio com as concessionárias de sua região, uma opção diferente
para a contratação de energia elétrica. Os consumidores geralmente são atraídos
pela possibilidade de os termos contratuais
poderem ser negociáveis no Mercado Livre, inclusive o preço da energia
consumida. De forma que as condições podem ser ajustadas da maneira que melhor
convir às partes do acordo, sendo possível até a definição de um valor pré-fixado
para o preço da energia em todo o período de vigência do contrato.
Assim, será discutida
a formação da tarifa no ambiente regulado e do preço no ambiente livre,
identificando como se dará a mudança de cobrança da energia consumida ao optar
pela migração. Ademais, uma análise acerca de qual seria a forma mais vantajosa
de contratação de energia para o usuário.
2 Mercado
Livre versus Mercado Cativo
O
Mercado Livre de energia elétrica é o ambiente em que os consumidores podem optar
livremente pelos seus fornecedores de energia. Em vista disso, consumidores e
fornecedores negociam as condições de contratação de energia da melhor forma para
ambos.
Já o
Mercado Cativo é a opção padrão dos consumidores que adquirirem a energia no
Ambiente de Contratação Regulada - ACR. Trata-se da contratação obrigatória por
meio da distribuidora da região em que os clientes estão localizados. As
tarifas do consumo de energia são definidas pela Agência Nacional de Energia
Elétrica – ANEEL. Todos os consumidores residenciais estão nesse mercado, assim
como algumas empresas comerciais, indústrias e consumidores rurais que não
podem ou não optaram pela migração.
O poder da escolha da fonte de energia
consumida e do parceiro comercial; a flexibilidade das condições de
contratação, tais como preço, volume, prazo, garantias e reajustes e; o
controle/previsibilidade dos gastos são os principais atrativos que motivam a
migração para o Ambiente de Contratação Livre.
2.1
Consumidores Aptos a Migrar
Os
consumidores que possuem, no mínimo, 3.000 kW de demanda contratada podem fazer
a migração e contratar energia proveniente de quaisquer fontes de geração. Além
da restrição ao nível de demanda contratada, as empresas que se conectaram ao
sistema elétrico antes de 7 de julho de 1995 têm de receber a energia em tensão
superior a 69 KV para poder migrar, condição esta que não será mais exigida a
partir de 2019. [2].
Consumidores
que possuem demanda contratada igual ou maior que 500 e menor que 3.000 kW, independentemente
do nível de tensão, podem migrar, desde que contratem energia originária de
usinas eólicas, solares, a biomassa, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) ou
hidráulica de empreendimentos com potência inferior ou igual a 50.000 kW, as
chamadas fontes especiais de energia, esses são ditos Consumidores Especiais [3].
Na Figura 1 pode-se observar a migração dos consumidores
livres no período entre março de 2017 e março de 2018.
Figura 1: Migração dos consumidores livres: evolução do
consumo em MW médios.
Fonte: InfoMercado Mensal nº 129.
Na Figura 2 é
possível visualizar a migração dos consumidores especiais nos meses entre março
de 2017 e março de 2018.
Consumidores que possuem o mesmo CNPJ ou
localizados em área contígua - sem separação por vias públicas - podem somar as
cargas que consumem para atingir o nível de demanda de 500 kW exigido para se
tornar consumidor especial. De modo que uma rede de supermercados, com dez
unidades consumidoras (todas com o mesmo CNPJ), as quais possuem cada uma 50 kW
de demanda contratada, poderá tornar-se um consumidor do grupo especial por
comunhão de cargas, atingindo a demanda requisitada de 500 kW.
2.2
Tipos de Fontes
A Lei 13.203 de 2015, com vigência a partir
da contabilização de janeiro de 2017, estabeleceu novos limites para
classificar os tipos de energia. Quanto à nomenclatura, a energia Especial
confere lastro para consumidores “especiais” e a energia Incentivada confere
desconto de 50% na utilização do fio para os geradores e consumidores que
geram/consomem essa energia. A seguir, são apresentadas as principais fontes de
energia e em qual tipo poderão comercializar a depender de sua potência
injetada.
2.3
Solar, Eólica e Biomassa
As Usinas de Energia
Solar podem comercializar energia em diferentes tipos de acordo com os
parâmetros de período e potência. De modo que ela obedece a certa regra se a
outorga foi concedida antes de 2016, caso contrário, as especificações se darão
por uma regra distinta. Mais detalhes podem ser vistos na Tabela 1.
Tabela 1: Tipo
de energia nas fontes solar, eólica e biomassa.
|
Solar,
Eólica e Biomassa
|
|
|
Pré-2016
|
Pós-2016
|
|
Até 30
MW
|
Incentivada
Especial
|
Incentivada
Especial
|
|
30 a
50MW
|
Convencional
Especial
|
|
50 MW a
300 MW
|
Convencional
não Especial
|
Incentivada
não Especial
|
|
Acima
de 300 MW
|
Convencional
não Especial
|
Fonte: Autor.
2.4
Hidráulica
Já as Usinas Hidrelétricas têm uma
composição diferentes das demais citadas para a negociação de energia. Os
detalhes podem ser observados na Tabela 2.
Tabela 2: Tipo de
energia para fonte hidráulica.
|
Hidráulica
|
|
|
Pré-2016
|
Pós-2016
|
|
Até 30
MW
|
Incentivada
Especial
|
Incentivada
Especial
|
|
30 a
50MW
|
Incentivada
Especial (Parcial)
|
Incentivada
Especial (Parcial)
|
|
50 MW a
300 MW
|
Convencional
não Especial
|
Convencional
não Especial
|
|
Acima
de 300 MW
|
Fonte: Autor.
2.5
Tarifação no Ambiente de Contratação Regulada
A
prestação dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica é regulada
conforme regras definidas nos contratos de concessão/permissão, celebrados
entre as distribuidoras e a União, por intermédio da ANEEL. Nestes contratos,
foram definidos três mecanismos de alteração tarifária: revisão tarifária
periódica, reajuste tarifário anual e revisão tarifária extraordinária.
O
processo de Revisão Tarifária Periódica tem como principal objetivo analisar,
após um período previamente definido no contrato de concessão (geralmente de 4
anos) o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, reavaliando os custos
eficientes e investimentos prudentes.
Os
reajustes tarifários ocorrem anualmente, exceto nos anos em que ocorrem
revisões tarifárias periódicas. O mecanismo de Reajuste Tarifário Anual tem
como objetivo restabelecer o poder de compra da receita obtida por meio das
tarifas praticadas pela concessionária, neutralizando o impacto da inflação.
Além
dos reajustes anuais e das revisões periódicas, a ANEEL também pode realizar a
Revisão Tarifária Extraordinária a qualquer tempo, quando algum evento provocar
significativo desequilíbrio econômico-financeiro, ou em casos de criação,
alteração ou extinção de tributos ou encargos legais, com impacto devidamente
comprovado [3].
As regras de cálculo dos reajustes e
revisão tarifária estão regulamentadas nos Módulos 2 e 3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária –
PRORET, documentos de caráter normativo expedidos pela ANEEL que
consolidam a regulamentação sobre os processos tarifários.
2.5.1 Definições
As
definições de ordem técnica foram obtidas em sua totalidade por meio de documento
disponibilizado pela ANEEL em seu sítio (www.aneel.gov.br). No qual são
adotados os seguintes termos e conceitos:
1.
TUSD – Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição: valor monetário unitário
determinado pela ANEEL, em R$/MWh ou em R$/kW, utilizado para efetuar o faturamento
mensal de usuários do sistema de distribuição de energia elétrica pelo uso do
sistema;
2.
TUST – Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão: TUSTRB, relativa ao
uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, relativa ao uso de transformadores
de potência da Rede Básica com tensão inferior a 230 kV e Demais Instalações de
Transmissão – DIT, quando de uso em caráter compartilhado, conforme Resolução
Normativa nº 67/2004, art. 3º, inciso II e art. 4º, inciso III;
3.
TE – Tarifa de Energia: valor monetário unitário determinado pela ANEEL,
em R$/MWh, utilizado para efetuar o faturamento mensal pela distribuidora
referente ao consumo de energia dos seguintes contratos:
a)
Contrato de Compra de Energia Regulada – CCER, nos termos da Resolução
Normativa nº 414/2010, art. 62;
b)
Contrato de fornecimento de consumidores do grupo A, nos termos da
Resolução Normativa nº 414/2010, art. 63;
c)
Contrato de Adesão de consumidores do grupo B, nos termos da Resolução
Normativa nº 414/2010, art. 60;
d)
Contrato de Compra e Venda da Energia – CCE, para suprimento de concessionária
ou permissionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano;
4.
Bandeiras Tarifárias: sistema tarifário que tem como finalidade
sinalizar aos consumidores faturados pela distribuidora, por meio de adicional
na tarifa de energia, dos custos da geração de energia elétrica.
2.5.2 Subgrupos e
Modalidades Tarifárias
Para os usuários do
sistema de distribuição, a TUSD diferencia-se por subgrupo, posto e modalidade
tarifária. Já a TE se diferencia por posto e modalidade tarifária.
Os usuários do sistema de
distribuição são classificados em grupos e subgrupos tarifários, conforme
incisos XXXVII e XXXVIII, do art. 2º, da Resolução Normativa nº 414/2010.
Os postos tarifários são:
1.
Posto Tarifário Ponta: período composto por três horas diárias
consecutivas definidas pela distribuidora considerando a curva de carga de seu
sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão, exceto
para fins de semana e os feriados definidos na Resolução Normativa nº 414/2010,
art. 2º, inciso LVIII;
2.
Posto Tarifário Intermediário: período de duas horas, sendo uma hora imediatamente
anterior e outra imediatamente posterior ao posto ponta;
3. Posto
Tarifário Fora de Ponta: período composto pelo conjunto das horas diárias
consecutivas e complementares àquelas definidas nos postos ponta e
intermediário.
As
modalidades tarifárias são:
1.
Modalidade tarifária horária Azul: aplicada às unidades consumidoras do
grupo A, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica
e de demanda de potência, de acordo com as horas de utilização do dia;
2.
Modalidade tarifária horária Verde: aplicada às unidades consumidoras do
grupo A, caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia
elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia, assim como de uma única
tarifa de demanda de potência;
3.
Modalidade tarifária Convencional Binômia: aplicada às unidades
consumidoras do grupo A, caracterizada por tarifas de consumo de energia
elétrica e demanda de potência, independentemente das horas de utilização do
dia;
4.
Modalidade tarifária horária Branca: aplicada às unidades consumidoras
do grupo B, conforme Resolução Normativa nº 414/2010, caracterizada por tarifas
diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de
utilização do dia;
5. Modalidade
tarifária Convencional Monômia: aplicada às unidades consumidoras do grupo B,
caracterizada por tarifas de consumo de energia elétrica, independentemente das
horas de utilização do dia;
6.
Modalidade tarifária Geração: aplicada às centrais geradoras e aos
agentes importadores conectados aos sistemas de distribuição, caracterizada por
tarifas de demanda de potência, independentemente das horas de utilização do
dia;
7.
Modalidade tarifária Distribuição: aplicada às concessionárias ou às
permissionárias de distribuição conectadas aos sistemas de outra distribuidora,
caracterizada por tarifas diferenciadas de demanda de potência, de acordo com
as horas de utilização do dia, e de consumo de energia elétrica;
8.
Modalidade tarifária pré-pagamento: aplicada no faturamento das unidades
consumidoras que aderirem ao sistema de faturamento pré-pago nos termos da
Resolução Normativa nº 610/2014;
2.5.3 Composição da
Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD
Os custos regulatórios que formam a TUSD são definidos no
processo de reajuste ou revisão tarifária.
As
funções de custos da TUSD são formadas de acordo com os seguintes componentes
tarifários:
1.
TUSD TRANSPORTE – parcela da TUSD que
compreende a TUSD FIO A e a TUSD FIO B, sendo:
a) TUSD FIO A – formada por custos regulatórios pelo uso de
ativos de propriedade de terceiros, compreendida por:
i. Uso dos sistemas de transmissão da Rede Básica;
ii. Uso
dos transformadores de potência da Rede Básica com tensão inferior a 230 kV e
das DIT compartilhadas;
iii. Uso
dos sistemas de distribuição de outras distribuidoras; e
iv. Conexão
às instalações de transmissão ou de distribuição.
b)
TUSD FIO B – formada por custos regulatórios pelo uso de ativos de
propriedade da própria distribuidora que compõem a Parcela B, compreendida por:
i. Custo
anual dos ativos (CAA);
ii. Custo
de administração, operação e manutenção (CAOM).
2.
TUSD ENCARGOS – parcela da TUSD que recupera os custos de:
a) Pesquisa e
Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D_EE;
b) Taxa
de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE;
c) Contribuição
para o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS;
d) Quota
da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; e
e)
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica –
PROINFA.
3.
TUSD PERDAS – parcela da TUSD que recupera os custos regulatórios com:
a) Perdas técnicas
do sistema da distribuidora;
b) Perdas
não técnicas;
c) Perdas
na Rede Básica devido às perdas regulatórias da distribuidora; e
d)
Receitas Irrecuperáveis.
2.5.4 Composição da
Tarifa de Energia – TE
Os
custos regulatórios que formam a TE são definidos no processo de reajuste ou
revisão tarifária. As funções de custos da TE são formadas de acordo com os
seguintes componentes tarifários:
1.
TE ENERGIA – é a parcela da TE que recupera os custos pela compra de
energia elétrica para revenda ao consumidor, incluindo:
a) compra nos
leilões do Ambiente de Contratação Regulada - ACR;
b) Quota
de Itaipu;
c) Geração
própria;
d) Aquisição
do atual agente supridor;
e)
Compra de geração distribuída.
2.
TE ENCARGOS – é a parcela da TE que recupera os custos de:
a) Encargos de
Serviços de Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER;
b) Pesquisa
e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D_EE;
c) Contribuição
sobre Uso de Recursos Hídricos – CFURH; e
d) Quota da Conta
de Desenvolvimento Energético – CDE, compreendida por:
i. Amortização
da Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA –ACR;
ii. Devolução
dos recursos da CDE de que trata o Decreto nº 7.945, de 8 de março de 2013.
3. TE TRANSPORTE –
é a parcela da TE que recupera os custos de transmissão relacionados ao
transporte de Itaipu e à Rede Básica de Itaipu.
4.
TE PERDAS – é a parcela da TE que recupera os custos com perdas na Rede
Básica devido ao mercado de referência de energia.
2.5.5 Fatura do
Consumidor Final
A
distribuidora deve disponibilizar aos consumidores do grupo B e aos
consumidores do grupo A optantes pelas tarifas
do grupo B, o valor correspondente à energia, ao serviço de distribuição, à transmissão,
às perdas de energia, aos encargos setoriais e aos tributos.
A informação mencionada no
item anterior dar-se-á pela disponibilização da mesma no sítio da
distribuidora, por meio de comunicado aos consumidores ou pela fatura de
energia elétrica que corresponde ao custo faturamento dos componentes
tarifários associados que estão representados na Tabela 3.
Tabela 3: Valores
na fatura.
|
Custos
|
Faturamentos dos componentes associados
|
|
Energia
|
Energia TE-ENERGIA, TE-TRANSPORTE
e bandeira tarifária em vigor.
|
|
Serviços de Distribuição
|
TUSD – FIO B.
|
|
Transmissão
|
TUSD – FIO A.
|
|
Perdas de Energia
|
TUSD – PERDAS e TE -PERDAS.
|
|
Encargos Setoriais
|
TUSD – ENCARGOS e TE – ENCARGOS.
|
Fonte: Módulo ANEEL [2].
Para os consumidores
do grupo A, a ANEEL disponibilizará, em até 15 (quinze) dias após publicação da
respectiva resolução homologatória, em seu sítio na internet, os valores das
tarifas segregados nos componentes tarifários.
3
Preço no Ambiente de Contratação Livre
As operações no mercado
livre de energia brasileiro ocorrem baseadas na expectativa que os agentes têm
quanto ao valor do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, que é o preço de
curto prazo da eletricidade. O PLD apresenta alta volatilidade devido às suas
características físicas singulares, tais como [4]:
1.
Impossibilidade de seu armazenamento como produto, no sentido que não é
possível comprar eletricidade hoje e estoca-la para venda futura;
2.
A incerteza da demanda;
3.
A inflexibilidade de preço da demanda;
4.
A hidrologia;
5. O longo tempo de resposta
(lead-time) necessário para a expansão da geração a fim de atender ao
crescimento da demanda.
O preço de energia
depende da disposição a vender do gerador – valor mínimo que um gerador
aceitaria por um contrato, considerando seu custo de oportunidade (liquidar a
sua geração no mercado “spot”). E disposição a comprar do consumidor – valor
máximo que um consumidor aceitaria por um contrato, considerando seu custo de
oportunidade (retorno para o ACR ou contratos “spot” de curto prazo).
Em um sistema equilibrado,
o preço resultante tende a ser próximo ao que o consumidor está disposto a
contratar, embora o maior poder de negociação esteja com o gerador.
Em um ambiente em que
sobra energia, a situação se reverte e a disposição a vender dos geradores passa
a determinar o preço. Os limites entre a disposição a comprar do consumidor e a
disposição a vender dos geradores é a faixa de negociação.
O Balcão Brasileiro de Energia Elétrica – BBCE disponibiliza
em seu sítio a curva Forward para preços futuros, a metodologia do
cálculo é a média ponderada dos negócios realizados entre os que acessam a
plataforma. Essa curva, que pode ser vista na Figura
3 e Figura 4 é um bom balizador para os negócios realizados no
Mercado Livre.
Figura 3: Curva Forward para preços futuros.
Fonte: BBCE.
Figura 4: Curva Forward para preços futuros.
Fonte: BBCE.
4 Estudo
de Viabilidade Mercado Livre versus Cativo
A
finalidade de migrar entre os ambientes de comercialização é puramente econômica,
compara-se o somatório dos custos que envolvem energia elétrica em ambos os
mercados e se escolhe o mais vantajoso.
É necessário verificar, primeiramente, se
o consumidor é apto a migrar e qual tipo de energia lhe garante maior economia.
4.1.1
Estudo Comparativo
O
estudo de viabilidade permite que a empresa interessada em gerir os contratos
de energia dos clientes possam analisar cada caso individualmente, procurando
estabelecer as melhores condições contratuais para o perfil do cliente em
questão. Em vista disso, os cálculos foram elaborados para um consumidor de médio
porte, pode-se observar na Figura 5 uma
simulação de sua fatura no ambiente regulado.
A TUSD
é o pagamento à distribuidora pela utilização das suas instalações de
distribuição de energia, é a cobrança de que a distribuidora tira sua receita
principal. Já a TE cobrada pelo mercado cativo, é apenas soma dos custos com a
aquisição da energia em leilões regulados, praticamente um repasse dos valores.
Para o ambiente livre, são as projeções de carga e geração do mercado que
definem o seu preço. O consumidor possui um tempo mínimo para avisar a
concessionária sobre a migração, que é estabelecido no contrato de fornecimento
de energia com a concessionária, ou seja, o cliente deverá informar a
distribuidora sobre sua migração ao Mercado Livre com 180 dias de antecedência.
A ANEEL define que quando ocorre a migração para o Mercado Livre de energia o consumidor
só poderá retornar ao Mercado Cativo após 5 anos da migração ou no caso de a
concessionária de sua região aceitar o seu retorno.
Ao
interpretar a Figura 5, tem-se que as
tarifas de consumo para o Mercado Cativo, correspondente à Tarifa de Energia –
TE que é cobrada pela distribuidora, custaram R$ 125.239,62. As tarifas de
demanda, que também são tarifas de TUSD, elas, independentemente se o
consumidor está no ambiente regulado ou livre, são cobradas pela distribuidora,
tiveram um custo de R$ 52.944,07 no ambiente regulado. Sabe-se que a conta de energia
nesse mercado é composta da TUSD, TE, encargos e impostos, resultando no valor
de R$ 267.632,48.
Já no
Mercado Livre, para o mesmo consumidor, os cálculos mostram relevante redução
nos custos da sua conta de energia, como mostrado ainda na Figura 5. Nela é possível observar que é dado um
desconto em uma parcela da TUSD, pois o consumidor de médio porte consome
energia incentivada especial. Além disso, os valores de consumo, para o mesmo
montante do ACR, são também inferiores, tanto para o posto ponta como para o
fora ponta. É nesse parâmetro que se encontra o principal fundamento para a
migração, haja vista que ele é o elemento mais oneroso da conta e que pode ser
negociado livremente entre as partes, de forma que cheguem num consenso que
agrade ambos. Desse modo, ao somar as custas de consumo, TUSD, encargos e
impostos, o preço total no ambiente livre é R$ 198.885,21.
Ou seja, comparando-se os dois casos, é possível
perceber que o valor total da conta no ACL é 25,69% abaixo do valor no ACR, o
que gera uma economia R$ 68.747,27 caso o consumidor opte por migrar para o
ambiente livre.
5 Conclusões
Analisando a legislação
acerca dos ambientes de contratação de energia, pode-se observar que ambos possuem
regulamentação bem definida e o consumidor precisa analisar se em seu
enquadramento qual dos modelos apresenta maior economia. Considerando o curto,
o médio e o longo prazo
O caso objeto de estudo
mostrou também que o ambiente livre é bastante viável quando se busca melhores
condições de preço, já que ele apresenta uma economia financeira considerável
em relação à contração em mercado distinto. A despeito desse benefício, foi
possível conhecer algumas desvantagens relativas ao ACL, como: o recebimento de
contas separadas para tarifas de consumo e distribuição, vulnerabilidade de
empresas exclusivamente privadas, entre outros supracitados.
Por fim, caso o interesse
do cliente seja uma contração com mais flexibilidade e com um preço abaixo do
convencional, o ACL é uma ótima opção, principalmente para os grandes
consumidores de energia elétrica, já que o desconto é obtido sobre a quantidade
consumida.
6
Referências
[1]
EPE. Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica. Brasil, março de 2018.
[2]
ANEEL. Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição.
Brasil, 15 de abril de 2015.
[3]
ABRACEEL, CARTILHA MERCADO LIVRE DE ENERGIA ELÉTRICA - Um guia básico para
consumidores potencialmente livres e especiais. Disponível no site: www.abraceel.com.br
[4]
PARENTE, G. V. U. Novo modelo do setor elétrico brasileiro mercado livre de
energia. Campina Grande: UFCG, 2016.