Modelo de AIR - SRM - Leilão EE Roraima



## **APÊNDICE I** 

## **Leilão de Eficiência Energética** Projeto Piloto em Roraima 

## Relatório de Análise de Impacto Regulatório 

Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – SPE Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM 

Brasília, Abril de 2018 

48547.001672/2019-00 

## (Fl. 2 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **SUMÁRIO EXECUTIVO** 

O presente estudo analisa os desafios do Programa de Eficiência Energética (PEE) e explora em que medida a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) poderia lançar mão de instrumentos de mercado para fomentar ações de eficiência energética no Brasil. A partir das alternativas consideradas, desenvolveu-se a proposta de um leilão de eficiência energética, ou seja, um “leilão de geração de energia às avessas”. Nele, a ANEEL definiria o montante de energia elétrica anual cujo consumo pretende-se reduzir ao longo do programa e os empreendedores competiriam pelo menor preço para se comprometer com a redução de um percentual desse montante total. Os vencedores do leilão tornar-se-iam uma nova espécie de agente regulado – o Agente Redutor de Consumo (ARC). 

O leilão permite que diferentes atores ( _ESCOs[3]_ , fornecedores de equipamentos, varejistas, instaladores de geração solar, entre outros) compitam entre si pelo menor preço, baseados em diferentes carteiras de projetos (troca de lâmpadas, geladeiras ou condicionadores de ar, instalação de geração distribuída, modernização de iluminação pública, mudança de comportamento). Para garantir a confiabilidade do desempenho do programa, o leilão predefiniria os métodos de medição e verificação segundo a tipologia das ações. Em particular, para ações em consumidores residencial e comercial de pequeno porte, prevê-se a introdução de uma metodologia de Ensaios Controlados Aleatórios, na qual as unidades consumidoras eficientizadas constituiriam um “grupo de tratamento”, cujo consumo seria comparado com as demais unidades consumidoras similares na mesma localidade (“grupo de controle”). 

Para testar o conceito do leilão, propõe-se a introdução de um projeto piloto em Roraima, Estado isolado do Sistema Interligado Nacional (SIN), dependente de um sistema venezuelano instável e de geração local a diesel (de alto custo e poluente). O estudo estima, no cenário moderado, um potencial de eficientização de 4 MW médios anuais a partir de ações nos segmentos residencial, comercial, poder público e instalação de geração solar distribuída. A partir do estudo de escala mínima viável, propõe-se que cada competidor tenha que ofertar ao menos 0,5 MW médio e no máximo 1 MW médio, assegurando pluralidade de ao menos quatro ARCs vencedores. 

O estudo prossegue à avaliação da viabilidade econômica do projeto, iniciando com uma análise do custo histórico da energia evitada em Roraima em programas do PEE na região norte. A seguir, é apresentada uma modelagem financeira sob quatro perspectivas – do consumidor local, da distribuidora local, do SIN e do empreendedor (ARC). A partir de modelos unitários de cada iniciativa de eficiência, o estudo indica a rentabilidade delas com benefícios para os três primeiros, porém com perda à distribuidora. Devido à situação excepcional desta, que está sem contrato de concessão e passa por processo de privatização, propõe-se a sua compensação até a próxima revisão pela perda de mercado desde que colabore com o programa em tarefas pré-definidas. 

Em seguida, apresenta-se uma proposta de metodologia para definição do preço-teto do leilão. Parte-se do custo marginal de CCC em Roraima, subtraindo a referida compensação à distribuidora e um percentual garantido de benefício para o SIN (25%), resultando em R$ 600/MWh. 

Com base nesse arranjo de leilão, o estudo conclui por estimar, no cenário-base, a valores presentes, o benefício do programa para o SIN de R$ 199,6 milhões até a interligação em 10 anos, para os consumidores locais de R$ 114,7 milhões (sistemas solares residenciais) a R$ 198,8 milhões (lâmpada fluorescente por LED) até o fim da vida útil dos bens, para os ARCs de R$ 1,7 milhão a 25,3 milhões (a depender do seu portfólio de ações de eficiência energética) nos 5 anos do programa e, à distribuidora, a neutralização do mercado caso faça sua parte. 

Diante do exposto, recomenda-se a abertura de Consulta Pública para discutir com a sociedade o conceito do leilão, as premissas e as metodologias utilizadas na Análise de Impacto Regulatório aqui resumidas. Também se recomenda a organização de uma rodada de _workshops_ para engajar os principais _stakeholders_ desde os estágios iniciais. Em vista dos resultados entregues pelo piloto de Roraima, será possível avaliar a viabilidade de escalar o leilão país afora. Assim, no futuro, a eficiência energética poderia se transformar em um recurso energético incorporado ao planejamento energético, competindo em leilões com geradoras de energia elétrica. 

> 3 Do inglês “ _Energy Services Company_ ” ou “Empresa de Serviços de Energia”. Conforme definição da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Conservação de Energia (ABESCO), _ESCOs_ são “ _Empresas de Engenharia, especializada em Serviços de Conservação de Energia, ou melhor, em promover a eficiência energética e de consumo de água nas instalações de seus Clientes_ ”. 

## (Fl. 3 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **Conteúdo** 

1. O problema regulatório .............................................................................................................................................. 5 2. Atores ou grupos afetados pelo problema regulatório ............................................................................................... 6 3. Justificativas para a necessidade de intervenção e objetivos pretendidos pela Agência .......................................... 7 4. Alternativas Consideradas para enfrentamento do problema regulatório .................................................................. 7 5. Uma abordagem de mercado: o Leilão de Eficiência Energética .............................................................................. 8 6. Medição & Verificação (M&V) dos resultados ......................................................................................................... 12 6.1. Da verificação da implementação da carteira proposta segundo a tipologia de cada ação ............................. 15 6.2. Diferentes metodologias de medição e verificação aplicáveis a consumidores em grande escala .................. 16 6.3. Da metodologia proposta para medição e verificação de consumidores em grande escala ............................ 19 7. Identificação de formas de acompanhamento e fiscalização dos resultados do projeto ......................................... 22 8. A escolha do Estado de Roraima para o piloto ....................................................................................................... 22 8.1. Potencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica no Estado de Roraima ............................................. 25 8.2. Definição dos montantes mínimo e máximo por competidor no leilão .............................................................. 30 9. O Conceito Econômico do Leilão de Redução de Consumo ................................................................................... 32 9.1. Estudo do Custo da Energia evitada na Região Norte ..................................................................................... 33 9.2. Duração da fase de implementação das unidades consumidoras ................................................................... 34 10. Análise de Viabilidade Econômica do Projeto Piloto ............................................................................................. 35 10.1. Modelos Econômicos Unitários em quatro perspectivas ................................................................................ 35 10.2. Tratamento regulatório do impacto do projeto na Distribuidora ...................................................................... 40 10.3. Impacto esperado pelo projeto nos principais stakeholders ........................................................................... 42 10.4. Preço-Teto do Leilão ...................................................................................................................................... 43 11. Mapeamento de Riscos para o ARC ..................................................................................................................... 43 12. Engajamento com Stakeholders ........................................................................................................................... 45 13. Cronograma de implementação do projeto ........................................................................................................... 46 14. Conclusão ............................................................................................................................................................. 46 Apêndice “A” –Perguntas direcionadas para a Consulta Pública ................................................................................ 47 Apêndice “B” – Análises de sensibilidade de cada ação de eficiência energética na perspectiva do ARC ................. 48 Apêndice “C” – Analises de sensibilidade relativas ao potencial de eficiência energética em Roraima ...................... 58 Apêndice “D” – Lista de retificações em 04/06/2018 na Nota Técnica nº 117/2018-SPE-SRM/ANEEL

## (Fl. 4 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **Lista de Figuras** 

_Figura 1: O papel dos principais stakeholders no projeto piloto de Leilão de Eficiência Energética ................................................................. 11 Figura 2: Principais relações contratuais a serem estabelecidas a partir da Chamada Pública de redução de consumo................................ 11 Figura 3: Economias reais do programa de eficiência energética: o contra factual para uma unidade consumidora no programa. ................ 13 Figura 4: Consumo de energia antes, durante, e após a implementação de AEEs. ......................................................................................... 13 Figura 5: Conceito de grupos de tratamento e grupos de controle no método RCT ......................................................................................... 16 Figura 6: Comparação do consumo histórico de um consumidor com o faturado após ação ........................................................................... 20 Figura 7: Faturado do grupo de controle ........................................................................................................................................................... 20 Figura 8: Economia medida pelo M&V .............................................................................................................................................................. 21 Figura 9: M&V ao longo de 5 anos .................................................................................................................................................................... 21 Figura 10: Sistema de transmissão que alimenta a cidade de Boa Vista – RR ................................................................................................ 23 Figura 11: Curva Agregada – Carga TOTAL ..................................................................................................................................................... 25 Figura 12: Participação de eletrodomésticos no consumo residencial na região Norte .................................................................................... 26 Figura 13: Energia Faturada no segmento Residencial de RR (%)................................................................................................................... 26 Figura 14: Energia Faturada no segmento Comercial em RR (%). ................................................................................................................... 27 Figura 15: Cenários de Redução de Consumo em Boa Vista (MWmed) .......................................................................................................... 29 Figura 16: Crescimento do consumo projetado para Roraima vs opções de redução de consumo pelo Leilão ............................................... 29 Figura 17: Custo Total por Projeto na Região Norte (2008 a 2018) .................................................................................................................. 30 Figura 18: Oferta e demanda de energia elétrica em Roraima (2019) .............................................................................................................. 32 Figura 19: Custo da Energia Evitada (LCOE) dos projetos do PEE na Região Norte ajustado para 5 anos de benefícios ............................. 33 Figura 20: Duração por projeto do PEE na Região Norte ................................................................................................................................. 34 Figura 21: Estimativa do WACC de ESCOs no Brasil ....................................................................................................................................... 36_ 

## **Lista de Tabelas** 

_Tabela 1: Opções do PIMVP conforme o seguimento da unidade consumidora .............................................................................................. 22 Tabela 2: Consumo de energia elétrica em Roraima ........................................................................................................................................ 25 Tabela 3: Receita Bruta Total do Programa ao longo de 5 anos a valor presente (@ 15% a.a.) ..................................................................... 31 Tabela 4: Quantitativo de Ações de Eficiência Energética necessárias para completar os lotes por tecnologia .............................................. 32 Tabela 5: Premissas dos stakeholders .............................................................................................................................................................. 35 Tabela 6: Premissas para as ações de eficiência ............................................................................................................................................. 37 Tabela 7: Resultados dos Modelos Econômicos Unitários para cada stakeholder (TIR, VPL e Payback) ....................................................... 38 Tabela 8: Valor de lance mínimo viável no leilão de cada ação de eficientização ............................................................................................ 38 Tabela 9: VPL dos modelos econômicos unitários de cada ação em cinco cenários ....................................................................................... 39 Tabela 10: Retornos agregados de uma residência e um comércio típicos ...................................................................................................... 39 Tabela 11: Impacto agregado do programa em cada stakeholders em diferentes cenários ............................................................................. 42 Tabela 12: Riscos e possíveis mitigadores ....................................................................................................................................................... 45_ 

(Fl. 5 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **1. O problema regulatório** 

1. A estratégia brasileira de promoção de eficiência energética apresenta uma contradição estrutural. De um lado, a Lei nº 9.991, de 2000, atribuiu à distribuidora de energia elétrica a obrigação de arrecadar recursos dos consumidores e investir 0,5% da sua receita em projetos de eficiência energética. De outro lado, o arcabouço legal e regulatório[4] preveem o modelo tarifário de preço-teto ( _price cap_ ), no qual a ANEEL define a tarifa e o risco de mercado é da empresa. Desse modo, a distribuidora é protagonista na execução de uma política pública que compromete sua própria receita – quanto mais eficiente sua implementação, maior será o impacto no seu resultado. 

2. É verdade que, em casos específicos, a distribuidora pode se beneficiar com a eficiência energética – ações em massa contribuem com a regularização de consumidores e, consequentemente, redução nas perdas comerciais; eficientização de edifícios públicos inadimplentes oferece uma oportunidade para renegociação de dívida e/ou mitigação do volume da inadimplência[5] ; eficientização em áreas de sobrecarga de rede pode adiar a necessidade de investimentos; e campanhas de eficiência geram valor à imagem da distribuidora. Porém, a perda da parcela da tarifa de distribuição (“TUSD Fio B”) é relevante e, no geral, desencoraja as distribuidoras a se empenharem com o programa, resultando em projetos com questionável desempenho, custo e velocidade. 

3. Outro aspecto que desencoraja a distribuidora a desenvolver projetos de eficiência energética é o custo de transação do PEE - a empresa deve implementar e monitorar uma extensa carteira de projetos de pequeno porte, fora do seu negócio principal _,_ que devem ser aprovados pela ANEEL um a um, com riscos de glosa. 

4. Há dados que suportam o cenário de desincentivo ilustrado nos parágrafos anteriores. Veja-se, por exemplo, o estoque de recursos represados nas distribuidoras – totalizam R$ 1,7 bilhão[6] . Caso houvesse incentivos para o desembolso desses recursos, assume-se que as distribuidoras o fariam com maior assiduidade. Do mesmo modo, veja-se o tempo médio de implementação dos projetos: 22 meses. Mesmo projetos simples, como troca de geladeiras e lâmpadas em comunidades de baixa renda, costumam levar até 4 anos para sua implementação. Em relação ao custo dos projetos, o índice de Relação Custo-Benefício (instituído no regulamento do PEE) exige que os projetos de eficiência energética custem menos que a geração evitada, mas, na ausência de incentivo ou pressão competitiva, não há como garantir que atualmente são realizados pela distribuidora ao menor custo possível[7] . 

5. Desse modo, resume-se o problema como um desenho institucional ineficiente para atingir os fins da política pública de incentivo de eficiência energética a partir de recursos dos consumidores de energia elétrica. 

> 4 Lei Geral dos Serviços Públicos (Lei nº 8.987, de 1995), Lei 9.427, de 1995, contratos de concessão e Resoluções Normativas da ANEEL. 5 Especialmente em relação a consumidores de difícil desligamento, seja por questão jurídica ou política, como por exemplo edifícios e hospitais públicos. 

> 6 Aproximadamente R$ 800 milhões em recursos do programa e R$ 900 milhões em correção pela SELIC. 

> 7 Esse teste poderia ser realizado de diferentes formas, com diferentes limitações. Primeiramente, poderia ser comparado o custo da energia evitada em programas realizados pela iniciativa privada com aqueles realizados no âmbito do PEE. As limitações são que esses dados são privados e que frequentemente as ações de eficiência serão de diferentes tipologias (e.g. eficientização de indústrias e grandes consumidores vs eficientização em massa de consumidores de baixa renda). Alternativamente, poderiam ser comparados o custo da energia evitada em diferentes estados, com a limitação de que os projetos não necessariamente foram realizados nos mesmos anos e de que há variações de custos decorrentes da localidade (custo de logística, tributos estaduais e municipais etc). Por fim, seria possível comparar o custo da energia evitada no PEE com custos da energia evitada em outros países; no entanto, poucos países no mundo dispõem de mecanismos de mercado sobre o tema e em sua maioria são países de realidade muito diversas do Brasil (Alemanha, Estados Unidos, Portugal e Reino Unido). 

- (Fl. 6 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **2. Atores ou grupos afetados pelo problema regulatório** 

6. A seção anterior concluiu que há espaço para que o PEE seja dinamizado, com aplicação mais eficiente dos seus recursos. Aqui se discute qual seria o efeito em cada _stakeholder_ de uma potencial intensificação das ações de eficiência energética no Brasil. 

7. Começando pela cadeia de valor do setor elétrico, o consumidor é beneficiado pelo fomento de eficiência energética no país, e, em particular, em sua área de concessão. A implantação de ações de eficiência energética potencialmente reduz a necessidade de expansão do parque de usinas de geração, subestações, linhas de transmissão e redes de distribuição das concessionárias, adiando a necessidade da realização de investimentos e retardando assim o impacto tarifário associado ao pagamento dos custos de capital desses ativos. Além disso, a redução de consumo alivia o sistema, potencialmente reduzindo interrupções e o risco de falta de energia. 

8. Uma parcela desses consumidores também é beneficiada diretamente pelo PEE, uma vez que recebe doações, descontos, linha de crédito e/ou ações educacionais para adquirir equipamentos mais eficientes ou otimizar hábitos de consumo, passando a pagar uma conta de luz mais baixa para o mesmo nível de conforto. 

9. Os consumidores que fazem parte do Sistema Interligado Nacional também podem ser beneficiados por meio de redução dos encargos setoriais para subsidiar custos do sistema isolado, notadamente a Conta Consumo de Combustíveis (CCC). O subsídio é calculado a partir do valor do custo de geração de energia elétrica local menos a média do custo de geração do SIN, chamado “ACR Médio”. Desse modo, reduções de consumo no sistema isolado evitam a necessidade de subsídios futuros por parte dos consumidores do SIN. 

10. Do ponto de vista da distribuidora de energia elétrica, a redução de consumo pode ser benéfica exigindo menos investimentos em reforço e/ou expansão da rede de distribuição, especialmente para atender o horário de ponta da rede em áreas em sobrecarga, e potencialmente contribuindo para a melhoria da qualidade do produto e do serviço prestado. A distribuidora também pode ser beneficiada pela redução das perdas técnicas e não técnicas. 

11. Por outro lado, ações de eficiência energética podem afetar o fluxo de caixa das concessionárias de distribuição de energia elétrica, caso a redução do mercado comprometa a recuperação dos custos de distribuição. Esse fato decorre da forma como a regulação econômica do setor foi estabelecida, de preço-teto ( _price cap_ ), no qual a ANEEL fixa a tarifa que recupera os custos de distribuição por 4 ou 5 anos e aloca grande parte do risco de mercado[8] para a empresa. Além disso a tarifa de energia elétrica paga pelos consumidores de baixa tensão é simplificada, variando apenas por unidade de energia (R$/MWh), embora parte dos custos de distribuição também variam por capacidade (R$/kW) ou tendem a ser fixo. Assim uma vez fixada na revisão tarifária, a tarifa é alterada nos reajustes tarifários apenas por correção monetária e pelo Fator-X, desconsiderando a real alteração dos custos de distribuição ao longo do período entre revisões. A concessionária de distribuição pode tanto auferir ganhos extras, caso o crescimento de mercado ocorra a uma taxa superior a evolução dos custos de distribuição, ou por outro lado terá perdas econômicas caso o mercado cresça uma taxa inferior a evolução dos custos de distribuição. 

12. Também pode levar ao risco de sobre contratação de energia, caso a implementação do programa não seja concatenada com a previsão de demanda em leilões de compra de energia elétrica para os anos seguintes. 

13. Com relação à transmissora de energia elétrica, a redução de consumo também pode adiar ou evitar a necessidade de investimentos em reforços. 

8 O componente Pd do Fator X ex-post tem como objetivo de mitigar o risco de mercado. 

(Fl. 7 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

14. Quanto à geração, a redução de consumo exigirá um montante menor de energia elétrica gerada do que seria necessário na inexistência do programa. Desse modo, as geradoras existentes reduziriam o montante de energia gerado ou a comercializariam com outros consumidores. No caso de termelétricas contratadas por disponibilidade, essa perda não impactaria a lucratividade daqueles negócios. Pensando na expansão do parque gerador, uma maior eficiência energética tem o potencial de evitar ou adiar novos negócios nesse segmento. 

15. No que diz respeito aos fornecedores de eletroeletrônicos e prestadores de serviço de logística reversa, são impactados por políticas públicas efetivas de incentivo à eficiência energética, pois geram oportunidades de mercado. 

16. Em relação ao governo do Estado, ações de eficiência energética geram uma série de benefícios. A redução nas despesas com eletricidade e na confiabilidade do sistema contribui com o ambiente de negócios, para o crescimento regional e para a qualidade de vida da população. AEEs criam empregos e movimentam as vendas de equipamentos eletroeletrônicos e as indústrias correlacionadas (logística, logística reversa etc). Por fim, sempre que a eficientização é inferior ao crescimento de mercado, não se verifica qualquer perda contábil de arrecadação, em vista do crescimento de mercado remanescente. Além disso, o Estado é consumidor de energia elétrica, sendo beneficiado por AEEs em uma série de edifícios públicos que administra. 

17. Em relação ao município, além de todos benefícios sociais destacados para o governo do Estado, aquele também é beneficiado pela arrecadação de Imposto Sobre Serviços (ISS) na prestação de serviços relacionados à eficiência energética. Além disso, o município é consumidor de energia elétrica, tanto em relação aos seus edifícios públicos quanto em relação à iluminação pública, da qual é titular. 

## **3. Justificativas para a necessidade de intervenção e objetivos pretendidos pela Agência** 

18. O PEE é uma política pública que objetiva fomentar a eficiência energética no Brasil. O seu desempenho deriva em grande medida da forma como o programa é desenhado e seus atores incentivados. Portanto, é necessária uma intervenção da ANEEL para possibilitar alternativas à aplicação dos recursos nos moldes atuais. 

19. Nesse sentido, o objetivo de curto prazo da ANEEL é testar novas abordagens que conduzam a um desembolso mais eficaz e eficiente dos recursos do PEE, intensificando os múltiplos benefícios econômicos, ambientais e sociais existentes. 

20. O objetivo de médio prazo é incorporar ao Setor Elétrico Brasileiro um mecanismo que possibilite que ações de redução de consumo compitam em igualdade de condições com geração nova, viabilizando a autossustentabilidade da indústria brasileira de eficiência energética. 

## **4. Alternativas Consideradas para enfrentamento do problema regulatório** 

21. A primeira alternativa considerada seria **intensificar a abordagem de comando e controle com as distribuidoras** em duas vertentes. A primeira, por meio de processo fiscalizatório voltado à obrigação de fazer (gastar os recursos represados). A segunda envolvendo potencialmente enrijecimento dos critérios de aprovação dos projetos. No regime regulatório atual, diante dos desincentivos por parte das distribuidoras, entende-se que tal abordagem tem reduzido potencial de impacto; até pelo fato dos normativos sobre o tema já terem passado por uma série de aprimoramentos ao longo dos últimos anos, de modo que o espaço para melhoria é marginal. 

(Fl. 8 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

22. A segunda alternativa corresponderia à **redefinição do modelo de negócios das distribuidoras, de modo que elas fossem incentivadas a fomentar a eficiência energética** . Essa é uma abordagem promissora, que vem sido discutida e implementada em diferentes graus em diversas jurisdições. No entanto, seu escopo é muito mais abrangente do que eficiência energética, questionando uma das premissas-chave do nosso atual modelo tarifário – o risco de mercado. Desse modo, essa possibilidade será discutida no âmbito do item 31 da Agenda Regulatória[9] , cuja Consulta Pública está prevista ainda para o primeiro semestre de 2018. 

23. A terceira corresponde a construir **uma abordagem de mercado,** contornando o cenário em que a distribuidora é a protagonista do programa público de eficiência energética, porém sem incentivos adequados. Desse modo, criar-se-ia **um mercado de eficiência energética com atores cujos incentivos estejam alinhados aos valores regulatórios** . Essa foi a opção escolhida, com base na análise de custo-benefício que será introduzida em detalhes ao longo desta Nota Técnica. 

24. Por fim, a quarta e última alternativa analisada foi a **manutenção do status quo, depositando todos os recursos de eficiência energética do PEE nos moldes atuais.** A conclusão inicial é de que essa proposta deve ser descartada, uma vez que o problema é relevante e a segunda e a terceira alternativas se apresentam como soluções viáveis. 

## **5. Uma abordagem de mercado: o Leilão de Eficiência Energética** 

25. Iniciou-se a vislumbrar a possibilidade de introduzir uma abordagem de mercado ao fomento da eficiência energética a partir de duas premissas centrais. Primeiramente, o programa deve ser baseado em um fundamento econômico (em oposição a um fundamento emergencial), valendo-se de mecanismos de mercado para seleção da carteira de projetos de menor custo para a mesma efetividade. Desse modo, a iniciativa deve ser aberta o suficiente para permitir a criatividade e inovação por parte da iniciativa privada. Da mesma forma, as empresas participantes devem ter os incentivos alinhados com a ANEEL, no sentido de aumentar a eficiência energética com consequente redução de consumo. 

26. Em segundo lugar, a iniciativa deve ter potencial de conduzir à autossustentabilidade da indústria brasileira de eficiência energética, possibilitando sua futura concorrência com as fontes de geração de energia elétrica. Nesse sentido, o programa deve ter uma meta de resultado, monitorada a partir de indicadores claros, simples e confiáveis, tal como ocorre com a produção de energia elétrica. Do mesmo modo, o programa deve ser mandatório (em oposição à abordagem voluntária) para fins de sua futura incorporação ao planejamento energético nacional. 

27. Entre as opções de instrumentos de mercado para eficiência energética mapeados pela Agência Internacional de Energia – obrigações de resultado às concessionárias de serviço público, tais como padrões de recursos de eficiência energética e programas de certificação branca, e diferentes tipos de leilão[10] , o conceito que melhor reúne os dois pilares citados é o de um “Leilão de Eficiência Energética”. Para início da discussão regulatória sobretema, propõe-se que o objeto deste leilão se restrinja ao serviço de redução de consumo de eletricidade por meio da implantação de ações de eficiência energética. No futuro, será possível agregar complexidade a esse escopo. 

> 9 Tema: " _Avaliar o ambiente regulatório quanto à utilização de tecnologias na melhoria do serviço, na eficiência energética e no desenvolvimento do negócio de distribuição”._ 10 _Market-based Instruments for Energy Efficiency: Policy Choice and Design”, Insight Series 2017_ , _International Energy Agency (IEA)._ Disponível em: https://www.iea.org/publications/insights/insightpublications/MarketBased_Instruments_for_Energy_Efficiency.pdf. Último acesso em: 29/04/2018. 

## (Fl. 9 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

28. Essa ideia vem sendo discutida há alguns anos em âmbitos intergovernamentais e acadêmicos, neste último com destaque ao livro “Leilão de Eficiência Energética no Brasil”[11] . Em adição à revisão da literatura nacional, para elaboração deste estudo procedeu-se também à análise de iniciativas regulatórias relacionadas à resposta da demanda, tais como o programa “ _New York Day-Ahead Demand Response Program_ ”, levado a cabo pela _New York Independent System Operator, Inc. (NYISO)_ , no Estado de Nova Iorque, nos EUA. 

29. Este programa tem uma série de semelhanças conceituais ao que se pretende com essa abordagem: (i) é um programa de fundamento econômico ( _economic-based program_ ), diferentemente de um programa de fundamento emergencial ( _emergency-based program_ ); (ii) a redução na demanda compete diretamente com a geração de nova energia; (iii) o seu protagonista é um Agente que pode tratar-se tanto de um agregador quanto de um consumidor de grande porte; (iv) é permitida a participação de geração distribuída; (v) há um leilão pela capacidade pretendida, no qual interessados podem dar lances pelo menor preço; (vi) a resposta é mandatória para aqueles que se inscreverem no programa, incorrendo em severas multas pelo sub-desempenho. 

30. Por outro lado, há também diferenças com o que se pretende com esta iniciativa. Naquele programa, a interrupção de carga é uma variável “discreta”, de modo que a interrupção do consumo só é demandada e efetivada em dias e horários específicos. Em oposição, o leilão pretendido visa soluções estruturais/permanentes, de longo prazo. Em _NY_ , os contratos são anuais, enquanto temos em mente uma duração maior para viabilizar os investimentos em soluções estruturais. No leilão de Nova Iorque, o preço de energia é volátil, de acordo com cada dia/horário; neste projeto, o que se tem em mente seria travar um preço estático pela quantidade de anos do programa. Em Nova Iorque, o foco é industrial e comercial de grande porte, porém tem-se em mente um programa que possa ser desenvolvido em diversas regiões do Brasil, inclusive residencial e comercial de pequeno porte. 

31. Próximo ao fechamento deste Relatório, tomamos conhecimento que quatro países – Alemanha, Estados Unidos, Portugal e Reino Unido implementaram programas específicos de leilão de eficiência energética[12] . Ao longo da Consulta Pública, planeja-se estudá-los no sentido de colher subsídios para esta iniciativa, em complemento às contribuições da sociedade. Até esse estágio, entretanto, a estratégia deste projeto tem sido aproveitar ao máximo a experiência da ANEEL com leilões de energia nova, customizando-os no sentido de uma “geração negativa’. Assim, acelera-se o desenvolvimento da proposta e facilita-se sua implementação pelos agentes. 

32. Nesse contexto, o primeiro passo para sua efetivação é o desenho do edital do leilão, com objeto de reduzir o consumo de energia elétrica em uma área de concessão, em um dado montante, por um dado período, com metodologia de medição e verificação do desempenho pré-definida, a um preço inferior a um dado preço-teto. Para elaboração do projeto piloto, propõe-se que a ANEEL defina esses parâmetros. No longo prazo, no entanto, o ideal seria que essas decisões sejam compartilhadas com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o Ministério de Minas e Energia (MME) e as distribuidoras, com foco em construir um planejamento que favoreça a eficiência sistêmica. 

33. Com base nas regras deste Edital, diversos empreendedores dariam suas ofertas de preço para proporcionar a redução de consumo anual em um dado montante. Os agentes vencedores constituiriam uma nova tipologia de agente setorial – o Agente Redutor de Consumo (ARC). Desse modo, seria possível a participação tanto de consumidores quanto de agregadores, que se comprometam com a redução de consumo e o efetivem por meio de relações bilaterais com múltiplos consumidores, de qualquer segmento – residencial (inclusive baixa renda), comercial/serviços (inclusive serviços públicos), industrial, poder público (inclusive iluminação pública) e rural. 

> 11“Leilão de Eficiência Energética no Brasil”; Garcia, Agenor Gomes Pinto, Tese de Doutoramento apresentada à Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, 2008. 

> 12 “ _Market-based Instruments for Energy Efficiency: Policy Choice and Design”, Insight Series 2017_ , _International Energy Agency (IEA)._ Disponível em: https://www.iea.org/publications/insights/insightpublications/MarketBased_Instruments_for_Energy_Efficiency.pdf. Último acesso em: 29/04/2018. 

(Fl. 10 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

34. Os ARCs teriam total liberdade para escolher seus segmentos de mercado e quais AEEs aplicar, podendo se utilizar de todas as melhorias de instalação e seus usos finais, bem como de gestão energética das edificações conforme preconiza a seção 4.2 do Módulo 4 do PROPEE. Assim poderiam realizar melhoria em iluminação (substituição de lâmpadas residenciais e comerciais, além de iluminação pública), condicionamento ambiental (substituição de condicionadores de ar residenciais e comerciais), sistemas motrizes, sistemas de refrigeração (residenciais e comerciais), substituição do aquecimento elétrico de água por aquecimento solar de água, instalação de micro e mini geração a partir da fonte solar para reduzir o consumo de eletricidade da rede, entre outros. E ainda poderiam se valer de ferramentas de mudança de comportamento do consumidor através de educação e melhoria da gestão do uso final de energia em todas as unidades que entender pertinentes. 

35. A partir dessas ações, mapeou-se possíveis agentes econômicos que poderiam se interessar em participar do leilão, individualmente ou em conjunto _:_ (i) ESCOs,(ii) instaladores de micro e mini geração, em especial por meio de energia solar fotovoltaica; (iii) grandes consumidores de eletricidade; (iv) varejistas, (v) fabricantes de eletroeletrônicos, (vi) prestadores de serviços de soluções ambientais/logística reversa, (vii) pequenas indústrias, e (viii) organizações especializadas em mudança de comportamento (por exemplo aquelas com _know-how_ de _Behavioural Insights – BI_ ). Visando possibilitar a criatividade empresarial, propõe-se que se admita qualquer pessoa jurídica regular e idônea, exceto a distribuidora local e suas partes relacionadas em vista do conflito de interesses explicado anteriormente. 

36. A partir da publicação do resultado do leilão, os ARCs terão um prazo para a implementação de suas ações de eficiência energética – uma “fase de eficientização”, em analogia à “fase de construção” de leilões de geração. Nesse período, os ARCs procederão à execução de Contratos de Desempenho com as unidades consumidoras a serem eficientizadas, sejam elas com ou sem fins lucrativos. Uma vez que a adesão dos consumidores será voluntária, esses Contratos de Desempenho, serão livremente negociados entre as partes. Desse modo, o ARC poderá ter apenas uma fonte de receita - a remuneração pelo serviço prestado no Leilão - no caso de celebrar contratos gratuitos ou mais de uma fonte, caso seu arranjo contratual preveja pagamentos também por parte da unidade consumidora. Quanto maior a receita que o ARC espera receber dos seus consumidores, mais agressivo ele pode ser ao ofertar seu lance no leilão. 

37. Outra decisão estratégica que as partes deverão tomar está relacionada com quem assume o risco de desempenho em relação à medição e verificação definida no leilão, e, se for o caso, até que limite. Se o risco ficar com o consumidor, o contrato deverá prever as formas de compensação deste ao ARC em caso de insuficiência de desempenho. Se ficar com o ARC, este deve precificar esse risco no momento de calcular o seu lance no leilão - em caso de insuficiência de determinadas unidades consumidoras, para evitar penalidades do programa, o ARC poderia tanto realizar ações adicionais nessas unidades quanto eficientizar novos consumidores. Em qualquer caso, o ARC poderá se valer de uma carteira diversificada e pulverizada de projetos para reduzir seu risco de desempenho. 

38. Ressalta-se que, em linha com o princípio de que o ARC proverá o serviço contratado de redução de consumo de energia por sua conta e risco, eventuais inadimplementos contratuais relacionados a insuficiência de desempenho por parte das unidades consumidoras eficientizadas não servirão como fatos excludentes da responsabilidade do empreendedor no programa. 

39. Assim, periodicamente, será apurado o montante de redução de energia elétrica entregue por cada ARC, seja diretamente, ou seja, por meio de uma carteira de unidades consumidoras inscritas. O capítulo seguinte aprofunda nas metodologias de medição e verificação que seriam admitidas pelo programa. Antecipa-se, porém, que os dados essenciais para esse cálculo são os dados de faturamento (históricos e atuais) da distribuidora de energia elétrica daquela área de concessão. Desse modo, o programa assume a colaboração da distribuidora em compartilhar esses dados mensalmente com todas as partes envolvidas no projeto, uma vez que o valor da remuneração mensal do ARC será dado por uma multiplicação desse montante de energia e o preço pactuado no leilão. 

## (Fl. 11 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

40. E quem contrataria o ARC para o serviço de redução de consumo? No longo prazo, a ideia seria que a própria distribuidora da área de concessão fosse o contratante, incluindo esse custo na sua Parcela A da tarifa, da mesma forma que ocorre com contratos de comercialização de energia elétrica. No entanto, para efeitos de um primeiro projeto piloto, propõe-se que o programa seja custeado com recursos do Programa de Eficiência Energética. 

41. Tendo em vista o conflito de interesses da distribuidora local, propõe-se acessar os recursos de distribuidoras de outras áreas de concessão. A ideia é permitir que concessionárias de distribuição de todo o país possam optar por compor um _pool_ de empresas participantes de Chamada Pública a ser organizada pela ANEEL. Este pool suportará, com pagamentos mensais, a remuneração do serviço do ARC. As distribuidoras que optarem por participar do projeto Prioritário Piloto poderão debitar esses gastos de suas obrigações setoriais de aplicação de recursos em programas de eficiência energética. 

42. A ilustração a seguir resume essa estrutura proposta para o Leilão de Eficiência Energética: 

**Figura 1: O papel dos principais** _**stakeholders**_ **no projeto piloto de Leilão de Eficiência Energética** 

43. Para viabilizar essa estrutura, são imaginadas relações contratuais em três níveis: (a) ANEEL e cada ARC, (b) concessionárias participantes da Chamada Pública e cada ARC; e (c) ARCs e Unidades Consumidoras participantes (caso o ARC seja um agregador). A Figura 4 abaixo apresenta graficamente essas relações contratuais: 

**Figura 2: Principais relações contratuais a serem estabelecidas a partir da Chamada Pública de redução de consumo** 

**----- Start of picture text -----**<br>
ANEEL<br>**----- End of picture text -----**<br>

## (Fl. 12 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

44. Como frisado anteriormente, o processo de contratação do ARC está sendo desenhado para parecer, o máximo possível, com o procedimento atualmente empregado para a seleção, a implantação e a operação dos empreendimentos vencedores dos leilões de produção de energia nova (A-3, A-4, A-5, A-6 e A-7). Simplificadamente, propõe-se que o mecanismo de contratação apresentado nessa proposta de Chamada Pública seja composto das seguintes etapas: 

1. Fase preparatória do certame 

   - a. Fixação do montante de redução de energia consumida a ser contratado; e 

   - b. Fixação do preço teto do certame; e 

   - c. Fixação das penalidades por insuficiência de desempenho 

2. Realização do certame 

   - a. Realização do certame; e 

   - b. Declaração do ARC vencedor; 

3. Assinatura dos contratos 

   - a. Emissão de Resolução Autorizativa da ANEEL em favor do ARC vencedor; 

   - b. Assinatura dos contratos bilaterais entre o ARC vencedor e as concessionárias de distribuição participantes da Chamada Pública; 

4. Implementação das AEEs 

   - a. Obtenção de financiamento no mercado de capitais por parte do ARC vencedor; 

   - b. Montagem da carteira de Contratos de Performance, celebrados entre o ARC vencedor e as unidades consumidoras, quando for o caso; 

   - c. Implementação das AEEs; 

5. Fase operacional 

   - a. Apuração mensal dos resultados, aferidos conforme o M&V estabelecido no Edital; 

   - b. Inserção dos resultados no Sistema de Medição de Faturamento – SMF; 

   - c. Liquidação mensal dos montantes contratados; 

   - d. Emissão mensal de faturas pelo ARC contra as concessionárias de distribuição participantes da Chamada Pública; e 

   - e. Liquidação das faturas. 

## **6. Medição & Verificação (M&V) dos resultados** 

45. Toda medição de eficiência energética define uma estimativa versus um valor exato. Isso é porque, reduções de consumo de energia e de demanda, bem como benefícios não energéticos que resultam de AEEs não podem ser diretamente medidos. Pelo contrário, economias e benefícios são baseados em suposições contra factuais[13] . Isso implica que essas economias são estimadas em variados graus de precisão pela comparação da situação (consumo de energia por exemplo) após AEEs implementadas (período de apuração) com o que é assumido como sendo a situação sem que as AEEs fossem implementadas (ou seja, o cenário contra factual, conhecido como linha de base). Para impactos energéticos, a linha de base e o período de apuração são comparados, enquanto se controla (faz-se ajustes) dos fatores não relacionados com as AEEs, como o tempo (clima) ou ocupação da edificação. Esses ajustes são o ponto principal no processo de avaliação e como eles são determinados variam de um tipo de programa para outro bem como de um tipo de M&V para outro. 

> 13 _State & Local Energy Efficiency Action Network._ Dezembro de 2012. _Energy Efficiency Program Impact Evaluation Guide. Evaluation, Measurement, and Verification Working Group, https://www4.eere.energy.gov/seeaction//publication/energy-efficiency-program-impactevaluation-guide._ 

(Fl. 13 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

46. Na teoria, a verdadeira economia de energia de um programa de eficiência energética é a diferença entre o montante de energia que os participantes do programa usam relativo ao montante de energia que esses mesmos participantes usariam se não estivessem no programa (durante o mesmo período de tempo). Essa linha de base é chamada de cenário contra factual e é descrito na Figura a seguir. **Figura 3: Economias reais do programa de eficiência energética: o contra factual para uma unidade consumidora no programa.** 

47. Na prática, por outro lado, não existe uma forma direta de medir economias de energia (e demanda), porque 1) não é possível medir o uso da energia de um participante dentro e fora do programa ao mesmo tempo, e 2) ninguém pode medir o não uso da energia. Esse desafio é solucionado pela medição do consumo, mas, as economias sempre serão estimadas. 

**Figura 4: Consumo de energia antes, durante, e após a implementação de AEEs.** 

48. A Figura acima resume o processo de estimativa. A linha cheia ao longo do gráfico representa o uso da energia de uma unidade consumidora antes, durante e após AEEs implementadas em um projeto de eficiência energética. Essa energia consumida é conhecida através de medição, mas para se determinar as economias de energia (a área hachurada rosa), o consumo de energia que deveria ter ocorrido sem o projeto (a linha tracejada), precisa ser estimado para se determinar um valor para a economia de energia. 

49. Devido ao fato de esses valores serem estimados, seu uso como base para tomada de decisão exige que sua origem e nível de precisão sejam descritos. Isso leva a duas perguntas: 1) qual o nível de precisão é requerido para estimação de economias de energia resultantes de atividades de M&V, e 2) esse nível de precisão é adequadamente equilibrado em relação ao esforço (recursos, tempo, dinheiro) usado para obter esse nível de precisão? 

## (Fl. 14 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

50. Assim, dois princípios são importantes: 1) investimentos em eficiência energética devem ser economicamente viáveis e 2) investimentos em M&V devem considerar gerenciamento de risco e contrabalançar o custo dessa avaliação com o valor da informação derivada. O valor dessa informação é diretamente relacionado com o risco de subestimar ou sobre estimar os benefícios (reduções de consumo) e custos associados com os investimentos em eficiência energética. Esses riscos podem ser associados com erros de apuração ou de omissão. 

51. Um erro de apuração pode ser a sobre estimação das economias obtidas, o que por sua vez resulta em programas de longo prazo que não são economicamente viáveis e/ou em pagamentos excessivos de contratos, administradores e participantes (ARCs). Um erro de omissão, do contrário, pode resultar em subestimação das economias e na não realização do projeto de eficiência energética devido à dificuldade de documentar suas economias. 

52. No caso do Leilão de Eficiência Energética, que prevê um elevado patamar de montante mínimo de redução de consumo anual, o ARC forçosamente não poderá se utilizar de apenas uma unidade consumidora para alcançar o volume de energia que se propôs a reduzir, implicando na realização da sua carteira de projetos em diversas unidades consumidoras com diferentes perfis de consumo e, possivelmente, diferentes tipologias e diferentes AEEs. Esse fato poderia resultar em elevados custos de M&V. Além disso, seria necessário prever mudanças macroeconômicas na região onde os projetos serão implementados, podendo resultar em burocracia, custos elevados, precisão desnecessária e inflexibilidade ao se utilizar de técnicas de M&V tradicionais. 

53. As opções tradicionais referidas de condução de M&V são aquelas definidas no Protocolo Internacional de Medição e Verificação de Performance (PIMVP[14] ) que inclui duas opções (A e B) de medição diretamente no uso final, uma opção (C) de análise por regressão dos dados de fatura e uma opção (D) por simulação computacional. São abordagens projeto a projeto envolvendo a estimação de economias de energia e demanda pela determinação dessas economias para uma amostra representativa de projetos e extensão das economias obtidas com essa amostra para toda a população de projetos. 

## 54. A M&V para apuração das reduções de consumo obtidas pelo ARC seguirá então a seguinte abordagem: 

- a) Verificação da implementação da carteira de projetos proposta pela confirmação da instalação das AEEs, incluindoIsso a validação das suposições usadas no planejamento apresentado para participação do leilão e das premissas usadas para a construção da linha de base, de outras documentações e dos dados de consumo anteriores das unidades consumidores participantes; 

- b) Definição de uma linha de base para aquela unidade consumidora, conforme metodologia específica para cada tipo de AEE, conforme será visto a seguir; 

- c) Apuração periódica das economias de energia obtidas, verificando-se a perenidade das AEEs, com definição da periodicidade e de quais medidas de mitigação de riscos o ARC pode adotar caso as economias não sejam alcançadas. São considerados fatores de degradação de performance dos equipamentos e/ou o efeito chicote[15] (um aumento no uso da energia em seguida à implantação de um projeto de eficiência energética); 

- d) Determinação de benefícios não energéticos (que não impactam o contrato com o ARC) usando ferramentas diversas subjetivas e objetivas, como por exemplo, emissões evitadas, etc. 

14 Protocolo Internacional de Medição e Verificação de Performance, EVO, 2012. 

15 Efeito Chicote: https://www.aedb.br/seget/arquivos/artigos07/1167_Artigo%20-%20Efeito%20Chicote%20-%20SeGet.pdf. 

## (Fl. 15 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **6.1. Da verificação da implementação da carteira proposta segundo a tipologia de cada ação** 

55. Após sucesso no Leilão, o ARC deverá implementar as AEEs estabelecidas e documentar todas as atividades realizadas, identificando os equipamentos que foram substituídos e os novos equipamentos instalados, com respectivas potências e especificações. No caso de AEEs do tipo educacional, deverá informar quais foram as ações feitas e com qual periodicidade. Deverá nesse processo identificar cada unidade consumidora que participa da sua carteira e que recebeu essas AEEs. Esse relatório deve ser capaz de estimar, dentro dos estudos realizados pelo ARC, qual seria a potencial redução do consumo de energia e de demanda na ponta que o projeto pode teoricamente proporcionar. 

56. A verificação da implementação após a entrega desse relatório pode envolver a confirmação in loco das AEEs realizadas pelas áreas de fiscalização da ANEEL. O objetivo aqui é que as unidades consumidoras onde se disse que foram realizadas AEEs realmente receberam as medidas declaradas, bem como que as instalações obedecem a padrões de qualidade razoáveis. 

57. A verificação também pode incluir atividades periódicas de confirmação da perenidade das AEEs ao longo do contrato com o ARC, bem como do desempenho dessas AEEs no longo prazo. Isso é apenas para avaliar se os equipamentos continuam funcionando corretamente como projetado para as medidas de eficiência energética. 

58. Os dados anteriores das faturas dos consumidores participantes da carteira do ARC e, se necessário, deos demais consumidores daquela área de concessão serão fornecidos em todos os momentos requeridos pela distribuidora responsável pelo faturamento dessas unidades consumidoras. Deverão ser informados os montantes de energia faturados, bem como respectivas datas de leituras dos ciclos de medição de cada unidade consumidora. Posteriores cálculos necessários à apuração da energia economizada e da redução de demanda na ponta pelo ARC também serão implementados por essa distribuidora seguindo as diretivas presentes neste documento. 

59. A seção anterior expôs que o ARC será remunerado conforme seu efetivo desempenho, conforme faturado pela distribuidora. Para fins de confiabilidade, simplicidade, transparência e previsibilidade, propõe-se que o Edital já pré-defina os métodos admitidos de medição e verificação para cada tipo de ação de eficiência energética. 

60. Iniciando-se por iluminação pública, a proposta é que sejam admitidos os métodos “D” e “B” do PIMVP, dependendo da relação comercial pré-existente entre o município e a distribuidora. 

61. Em relação a unidades consumidoras comerciais de médio e grande porte e industriais, propõe-se a aplicação da metodologia “B” do PIMVP, congelando-se sua linha de base ao consumo de cada mês do ano anterior à AEE pela duração dos cinco anos do programa. Cabe, portanto, ao ARC, realizar um contrato bilateral com os consumidores prevendo as consequências do aumento do consumo e/ou computar esse fator de risco na precificação do seu lance no leilão. 

62. Por fim, para consumidores em massa, isto é, residenciais e comerciais de pequeno porte, propõe-se a criação de uma metodologia específica para o Leilão, conforme será descrita a seguir e conhecida como Ensaio Controlado Aleatório. 

(Fl. 16 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **6.2. Diferentes metodologias de medição e verificação aplicáveis a consumidores em grande escala** 

63. Propõe-se que a determinação das economias de energia (e de redução de demanda, se for o caso) utilize uma metodologia de análise de dados de consumo em larga escala[16] - o uso dos dados medidos de consumo de energia para comparar a energia consumida das unidades consumidoras participantes da carteira do ARC com a energia consumida das unidades consumidoras de um grupo de controle. 

64. Este grupo pode ser formado por não participantes da carteira do ARC, nesse caso é chamado de método de Ensaio Controlado Aleatório (RCT, do inglês _Randomized Controlled Trials_ ), ou formado pelos próprios participantes da carteira, e nesse caso é chamado de método Quase Experimental (QE). Se os participantes da carteira forem utilizados como referência, sua energia antes e após as AEEs são comparadas, o que significa que cada unidade consumidora é seu próprio grupo de controle não aleatório. 

65. Uma abordagem confiável (menos imprecisa, imparcial) para estimar economias de energia para programas de eficiência energética é medir a diferença entre a energia consumida pela instalação participante do programa (o “grupo de tratamento”) e uma instalação de um grupo de comparação similar não participantes do programa (o “grupo de controle”) durante o mesmo período de tempo, conforme ilustração a seguir. 

**Figura 5: Conceito de grupos de tratamento e grupos de controle no método RCT** 

**----- Start of picture text -----**<br>
Grupo de Tratamento<br>Todas as UCs Grupo de Controle<br>**----- End of picture text -----**<br>

66. No método RCT, uma população estudada (unidades consumidoras similares) é definida e aleatoriamente atribuída ao grupo de tratamento ou ao grupo de controle. Os dados de consumo de energia devem ser coletados para todas as UCs dos dois grupos para se estimar as economias. Essas estimativas de economia são então calculadas comparando-se a diferença entre o consumo de energia medido (ou de preferência a diferença entre a alteração do consumo de energia medido) das UCs do grupo de tratamento e o consumo de energia do grupo de controle durante o mesmo período. No método QE a atribuição do grupo de controle não é totalmente aleatória. Assim, em relação ao método RCT, sofre de viés de seleção e pode produzir estimativas tendenciosas de economias de energia. Contudo, devido à dificuldade e custos de se conduzir RCTs, abordagens QEs são mais comuns, sendo a mais usual a do tipo _pré-pós_ , onde nesse caso, o histórico de consumo de energia de locais no grupo de tratamento, após entrarem no programa, são comparados com o consumo desses mesmos locais. Isso significa que cada UC no grupo de tratamento é seu próprio grupo de controle não aleatório. 

> 16 State & Local Energy Efficiency Action Network. Maio de 2012. _Evaluation, Measurement, and Verification (EM&V) Of Residential BehaviorBased Energy Efficiency Programs: Issues and Recommendations_ . Customer Information and Behavior Working Group, https://www4.eere.energy.gov/seeaction//publication/evaluation-measurement-and-verification-emv-residential-behavior-based-energyefficiency. 

## (Fl. 17 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

67. Esses métodos são principalmente usados em programas com participantes e medições relativamente homogêneos, quando as análises específicas do projeto não são necessárias ou práticas, mas, pelo menos em teoria, podem ser consideradas para uso em qualquer tipo de programa. Aplicações de exemplo são programas de climatização de grande escala e programas residenciais baseados em mudança de comportamento. Serão então apresentados a seguir os detalhes de cada método para em seguida se decidir qual método será utilizado no Leilão e quais seriam as condições a serem observadas para que isso aconteça, bem como será definido como as economias de energia seriam então calculadas para faturamento do ARC. 

## _Do Método de Ensaio Controlado Aleatório_ 

68. Como discutido acima, a diferença entre o consumo de energia do grupo de tratamento e do grupo de controle das UCs pode ser atribuído a três fatores: 

- a) O verdadeiro impacto do programa; 

- b) Diferenças preexistentes entre UCs dos dois grupos, o que é chamado de “viés” ou “viés de seleção”; e 

- c) Aleatoriedade inerente. 

69. Como já explicado, existem duas abordagens metodológicas para estimação de economias de energia em programas de eficiência energética de grande escala, a abordagem RCT e a abordagem QE. Em ambos os casos essa medição é feita pela diferença entre o consumo de energia de um grupo de controle e de um grupo de tratamento que são similares e medidos no mesmo período de tempo. Para que seja possível usar essas metodologias um grande número de participantes deve existir no programa e devem ter características similares (como por exemplo, serem da mesma tipologia e/ou estarem na mesma faixa de consumo). 

70. Assim, no método RCT, primeiramente uma população de estudo é definida (como por exemplo residências de uma mesma cidade). Em seguida essa população é dividida aleatoriamente entre o grupo de tratamento e o grupo de controle[17] . O uso da energia precisa ser coletado em todas as unidades dos dois grupos para se estimar a redução de consumo. Essa medição pode ser a mesma já utilizada pela distribuidora para faturamento mensal, observando-se a necessidade de normalização dos dias dos ciclos de faturamento. 

71. A estimativa de redução de consumo é calculada em uma de duas opções: (1) pela comparação da diferença entre a energia medida nas UCs do grupo de tratamento e das UCs do grupo de controle durante o período de realização do estudo; ou (2) pela comparação da redução de consumo de energia (isto é, a mudança na energia medida antes e após o período de estudo) entre as UCs do grupo de tratamento e de controle. Assim, a redução de consumo de energia do programa seria a diferença das mudanças da energia medida (positiva ou negativa) entre os grupos de tratamento e de controle. Entre as duas opções apresentadas, a segunda é a preferida, pois nesse caso as diferenças entre os grupos com respeito à variação no uso da energia, antes e após a implementação das AEEs (diferenças em diferenças), são determinadas. 

72. A atribuição aleatória é um aspecto determinante no RCT. Isso significa que cada UC na população potencial participante do programa é atribuída aleatoriamente ao grupo de controle ou tratamento (ou seja, aqueles que estarão no programa) com base em uma probabilidade aleatória, ao contrário de serem atribuídos a um grupo ou outro com base em algumas características da instalação ou participantes (por exemplo, localização, uso de energia ou vontade de se inscrever para o programa). A aleatorização elimina assim as diferenças preexistentes que são observáveis (por exemplo, uso de energia ou área construída da UC), bem como diferenças que normalmente não são observáveis (por exemplo, atitudes em relação à conservação de energia, número de ocupantes, consumo de energia futuro esperado e idade dos ocupantes). 

> 17 Os grupos de controle e tratamento podem conter quantidades iguais de unidades consumidores, ou o grupo de controle pode ser maior ou menor do que o grupo de tratamento. Só é necessário manter um grupo de controle suficientemente grande para obter significância estatística da estimativa de redução. 

## (Fl. 18 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

73. Assim, devido a essa atribuição aleatória, um grupo de controle no RCT é um grupo de comparação ideal: é estatisticamente idêntico ao grupo de tratamento, na medida em que não existem diferenças pré-existentes entre os dois grupos, o que significa que o viés de seleção é eliminado. Estudos Randômicos Controlados também podem ser usados para várias opções de inscrição no programa, incluindo _opt-in_ , _opt-out_ ou um projeto de encorajamento aleatório que não restringe a participação no programa. 

## _Do Método Quase Experimental_ 

74. Outros métodos de avaliação que utilizam grupos de controle não aleatórios são chamados de métodos quase-experimentais (QEs). Com esses métodos, o grupo de controle não é atribuído aleatoriamente. Assim, métodos quase-experimentais muitas vezes sofrem de viés de seleção que podem produzir estimativas tendenciosas de economia de energia - às vezes, resultados muito tendenciosos que resultam em estimativas de economia não confiáveis. No entanto, em alguns casos específicos em que os RCTs não são viáveis, abordagens QEs ainda podem fornecer resultados confiáveis (especialmente em comparação com valores de economia de determinadas abordagens de M&V). 

## _Método QE: uso de energia pré-pós_ 

75. Provavelmente, o método QE mais comum é comparar o uso de energia dos participantes no grupo de tratamento, depois que eles foram incluídos no programa, com o histórico do uso de energia desses mesmos participantes antes da inscrição no programa. Com efeito, isso significa que cada participante no grupo de tratamento é seu próprio grupo de controle não-aleatório. Isso é chamado de pré-pós. 

76. O desafio ao usar esse método é que existem muitos outros fatores (variáveis independentes) que podem influenciar o uso de energia antes, durante e após o programa que não são capturados com esse método, resultando em estimativas de economia tendenciosas. Alguns desses fatores, como as diferenças no clima ou o número de ocupantes, podem ser mensurados e contabilizados de forma confiável na análise. No entanto, outros fatores são menos facilmente observados e/ ou contabilizados. Por exemplo, a economia poderia piorar, levando as famílias e as empresas a diminuir o uso de energia (mesmo que não existisse nenhum programa); os preços da energia podem mudar, afetando o uso de energia; e as normas culturais podem mudar - talvez um ícone da cultura pop pode de repente decidir defender a eficiência energética. 

77. Para minimizar o viés ao usar o método de cálculo pré-pós, é necessário incluir uma análise de regressão que separa e controla o impacto de outras influências (por exemplo, recessão econômica) que podem afetar o uso de energia ao longo do tempo em comparação com o impacto da eficiência do programa. Uma comparação simples antes e depois do uso de energia não é aceitável. 

## _Método QE: grupo de controle correspondente_ 

78. Se não for possível criar um grupo de controle aleatório, as estimativas de economia podem ser calculadas construindo um grupo de controle não-aleatório formado por participantes que são tão semelhantes ao grupo de tratamento quanto possível. O desafio com um método de grupo de controle correspondente é que os participantes e suas instalações possuem características observáveis (por exemplo, nível de uso de energia, código postal, presença de ar condicionado central) que poderiam ser correspondentes, bem como características não observáveis (por exemplo, atitudes com o uso da energia ou propensão para optar por um programa de eficiência energética) que são mais difíceis ou impossíveis de corresponder. 

## _Método QE: descontinuidade de regressão_ 

## (Fl. 19 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

79. Entre os métodos quase experimentais, a descontinuidade da regressão tipicamente produz a estimativa mais imparcial das economias de energia. No entanto, é também o método mais complicado, uma vez que requer conhecimento de modelos econométricos e, muitas vezes, requer condições de campo que permitam ao avaliador usar essa técnica analítica. Portanto, não é comum nem sempre prático. Este método funciona se o requisito de elegibilidade para as UCs participarem de um programa é um valor de corte de uma característica que varia dentro da população. Por exemplo, as UCs com ou acima de um valor de consumo de energia de corte de 300 kWh por mês podem ser elegíveis para participar de um programa de eficiência, enquanto aquelas abaixo de 300 kWh não são elegíveis. Nesse caso, as UCs que estão abaixo de 300 kWh por mês são provavelmente muito similares às que estão acima de 300 kWh por mês. Assim, a ideia é usar um grupo de UCs logo abaixo do nível de corte de uso como o grupo de controle e comparar as mudanças no seu uso de energia para as UCs logo acima do nível de corte de uso como o grupo de tratamento. Esse método pressupõe que o impacto do programa é constante em todos os intervalos da variável do requisito de elegibilidade que são utilizados na estimativa (por exemplo, que o impacto é o mesmo para as UCs em todos os níveis de uso de energia). Além disso, a descontinuidade da regressão depende de o requisito de elegibilidade ser rigorosamente aplicado. 

## **6.3. Da metodologia proposta para medição e verificação de consumidores em grande escala** 

80. Obstáculos podem existir para adoção das metodologias de avaliação em grande escala das economias de energia no leilão com objetivo de reduzir consumo. A nossa proposta para discussão com a sociedade nesta Consulta Pública é a seguinte: • Sugere-se o uso da metodologia RCT como ferramenta de avaliação das economias obtidas por cada ARC participante do Leilão. Desse modo, o grupo de tratamento será composto pelas unidades consumidoras eficientizadas pelo ARC. A premissa é que, dentro de um determinado segmento de mercado, o ARC é indiferente sobre qual UC escolher. Portanto, para efeitos dessa proposta, está se considerando essa escolha como uma simplificação de aleatoriedade. Isso resultará em estimativas de economias robustas e com menor viés[18] , em relação aos demais métodos. 

   - Os grupos de controle devem ser definidos pela ANEEL, com base na totalidade da população na área de concessão, com exceção das unidades identificadas pelo ARC, segmentados por similaridade -mesma classe de consumo e mesma faixa de consumo (considerando a sua classificação ou não como baixa renda). 

   - E para evitar possíveis conflitos de interesse advindos da M&V, é recomendado que os resultados apurados sejam apresentados de forma transparente para todas as partes interessadas, garantindo replicabilidade. Para isso deve-se considerar definir: 

      - Análise e avaliação posterior dos resultados do programa por uma entidade terceira independente (ANEEL); 

      - Identificação das UCs participantes dos grupos tratamento; 

      - Seleção de quais dados brutos da distribuidora serão utilizados nas análises; 

      - Forma de identificação e tratamento de valores faltantes ou fora dos limites; 

      - Normalização dos dias dos ciclos de faturamento; 

      - Forma de identificação e tratamento de UCs que saírem (se mudarem, fecharem seus contratos) com a distribuidora. 

   - E, para a análise das economias é recomendado que se utilize um modelo de dados em painel (anual) que compara as mudanças no consumo de energia do grupo de tratamento com as mudanças no consumo de energia do grupo de controle, especialmente em avaliações que usarem a metodologia QE. 

## _Ilustração da Aplicação da proposta_ 

81. O gráfico conceitual abaixo ilustra uma residência típica antes e depois da ação de eficientização. A linha pontilhada representa a reprodução do consumo histórico daquela residência e a área verde uma tentativa simplificada de estimar a redução de consumo que seria considerada nesse exemplo: 

18 Assim como, por exemplo, em estudos estatísticos se envia uma enquete para uma determinada população e apenas uma parcela responde. Há um viés de seleção, que no mundo real, é praticamente impossível de ser eliminado. 

(Fl. 20 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

**Figura 6: Comparação do consumo histórico de um consumidor com o faturado após ação** 

**----- Start of picture text -----**<br>
700<br>600<br>500<br>400<br>300<br>200<br>100<br>0<br>-11 -10 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12<br>Variação Faturado Faturado antes da Eficientização<br>**----- End of picture text -----**<br>

82. Essa linha de base é um bom ponto de partida, no entanto, não considera o impacto de variações externas àquela residência, tais como clima, aquecimento ou desaquecimento econômico e introdução de novas tecnologias que aumentem a intensidade energética. Para observá-las, cumpre verificar a variação de consumo das residências ou comércios de mesma faixa de consumo. No gráfico abaixo, a linha azul representa o consumo médio das unidades consumidoras de mesma faixa de consumo que a UC eficientizada, enquanto a linha pontilhada reproduz o consumo histórico e a área verde o incremento no consumo na região decorrente da influência de diversas variáveis. Por fim, a linha verde sintetiza as variações de consumo mês a mês, em relação ao mesmo mês do ano anterior: 

**Figura 7: Faturado do grupo de controle** 

**----- Start of picture text -----**<br>
800 0,7<br>700 0,6<br>600<br>0,5<br>500<br>0,4<br>400<br>0,3<br>300<br>0,2<br>200<br>18% 20% 19% 18%<br>100 14% 14% 14% 14% 16% 16% 13% [14%] 0,1<br>0 0<br>-11 -10 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12<br>Variação entre a Fatura e o Historico Faturado<br>Histórico faturado do GC Variação do consumo<br>**----- End of picture text -----**<br>

83. Com base nesse input, retorna-se agora á unidade consumidora que foi objeto da ação de eficientização (Figura 5). O gráfico abaixo ilustra os ajustes na linha de base dessa unidade consumidora, com base na variação do consumo do grupo de controle – ou seja, a linha laranja representa a linha de base original (linha pontilhada) ajustada pelas variações de consumo do grupo de controle (linha verde do gráfico anterior): 

(Fl. 21 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

**Figura 8: Economia medida pelo M&V** 

**----- Start of picture text -----**<br>
900<br>800<br>700<br>600<br>500<br>400<br>300<br>200<br>100<br>0<br>-11 -10 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12<br>Economia Faturado Projeção de consumo sem a eficientização Historico de fatura do GT<br>**----- End of picture text -----**<br>

84. Por fim, a última imagem ilustra diversas possibilidades de variação de consumo ao longo do período de 5 anos do programa – no ano 1, o consumo médio no grupo de controle cresce e a UC continua economizando; no ano 2, o consumo médio no grupo de controle cai e a UC continua economizando. No ano 3, o consumo do grupo de controle se mantem estável e a UC piora seu consumo e assim sucessivamente. Durante todo esse período, o ARC seguirá com incentivos para influenciar a redução de consumo dessa UC, uma vez que sua remuneração é diretamente relacionada a essa variável. 

**Figura 9: M&V ao longo de 5 anos** 

**----- Start of picture text -----**<br>
900<br>800<br>700<br>600<br>500<br>400<br>300<br>200<br>100<br>0<br>Economia Aumento de consumo Faturado Historico Base<br>**----- End of picture text -----**<br>

(Fl. 22 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **7. Identificação de formas de acompanhamento e fiscalização dos resultados do projeto** 

85. A seção anterior estabeleceu que a mensuração do projeto[19] será baseada em dados de consumo de diferentes unidades consumidoras em períodos anteriores e posteriores à ação de eficiência energética daquela unidade consumidora. A tabela resume as opções de M&V conforme o seguimento da unidade consumidora e Ações de Eficiência Energética: 

**Tabela 1: Opções do PIMVP conforme o seguimento da unidade consumidora** 

|**Seguimento da UC**|**Sugestões de AEEs**|**Opção do PIMVP**|
|---|---|---|
|**Iluminação Pública**|Substituição de lâmpadas e luminárias|B ou D|
|**Indústria e Comércio de grande porte**|Diversas|B|
|**Residências e Comércio de pequeno porte**|Troca de lâmpadas, geladeira, ar-condicionado,<br>instalação de GD e mudança de<br>comportamento, entre outros.|Ensaio Controlado Aleatório|

86. Os dados mensais de faturamento da distribuidora serão, portanto, o fundamento da fiscalização dos resultados do projeto por parte da ANEEL. A partir do montante de eletricidade reduzido mensalmente por cada unidade consumidora participante do programa, serão calculados a economia de cada consumidor (um dos benefícios do programa) e os valores devidos pelas distribuidoras/investidoras no projeto ao ARC (custo do programa). 

87. Esses dados conjuntamente com os dados da operação do sistema de geração de energia elétrica daquela localidade permitirão estimar os custos e benefícios em relação à energia evitada - a partir do portfólio de projetos informado por cada ARC em cada UC, será possível estimar os seus benefícios no horário de ponta por meio da metodologia de Fator de Coincidência na Ponta (FCP). Deste modo, será possível estimar os subsídios evitados pelo projeto assim como seus benefícios ambientais, tais como a redução na emissão de gases de efeito estufa. 

88. No mais, a partir das informações gerenciais dos ARCs (portfólio de iniciativas, preço cobrado dos consumidores, custos operacionais), validados por meio de seus demonstrativos contábeis com parecer de auditor independente, a ANEEL poderá acompanhar o custa energia evitada por cada tipo ação para informar futuras decisões regulatórias e contribuir com subsídios para aprimoramento de políticas públicas relacionadas à eficiência energética. 

89. Por fim, em relação à janela temporal, propõe-se que o consumo das unidades consumidoras participantes do programa seja acompanhado pela ANEEL por dez anos, ou seja, os cinco anos da duração do programa e os cinco anos subsequente, para que se verifique qual percentual dos benefícios perdurou após a saída do ARC - seja devido à vida útil de equipamentos superior à duração do programa, seja por bons hábitos de consumo. 

## **8. A escolha do Estado de Roraima para o piloto** 

90. A área de concessão da Eletrobrás Distribuição Roraima – EDRR abrange as antigas áreas de concessão das empresas Eletrobrás Distribuição Boa Vista e Companhia Energética de Roraima – CERR, que alcançavam, respectivamente, a região da capital Boa Vista e o interior do estado. 

19 Com exceção da opção de simulação para Iluminação Pública (Opção “D”). 

(Fl. 23 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

91. O sistema elétrico da EDRR ainda não está integrado ao Sistema Interligado Nacional – SIN. O consumo medido em 2016 atingiu o total de 1.160 GWh/ano. O sistema elétrico é alimentado a partir de um sistema de transmissão de 710 km, em circuito simples, sendo 515 km em território venezuelano e 195 km em território brasileiro. Na Venezuela a linha de transmissão é operada pela empresa Corpoelec, e na parte brasileira do circuito a operação da linha fica a cargo das Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - ELETRONORTE. 

92. A EDRR tem 85% do seu mercado abastecido pela Interligação Brasil – Venezuela, sendo os demais 15% atendidos por meio de geração local. Na região de Boa Vista o abastecimento é complementado por meio da contratação das UTEs Floresta, Distrito I e II e Monte Cristo. Essa UTEs são compostas por máquinas de pequeno porte, com baixa inércia, o que torna o sistema mais frágil e sujeito a instabilidades sistêmicas. 

93. A Figura 9 apresenta o sistema elétrico que atende a região de Boa Vista. 

**Figura 10: Sistema de transmissão que alimenta a cidade de Boa Vista – RR** 

**----- Start of picture text -----**<br>
SE LAS CLARITAS SE SANTA ELENA<br>SE MACÁGUA II 400 kV 230 kV<br>230 kV 34,5 kV<br>400 kV SE EL CALLAO II<br>SIST. VENEZ. T- OFF<br>EQUIV.<br>142 km 156 km 2X150MVA 215 km 2X30MVA<br>UHE MACÁGUA II 2 X 25Mvar<br>2X50Mvar<br>SE BOA VISTA<br>69 kV 230 kV<br>115 kV 195 km<br>100MVA<br>28 km<br>17.2 km 25Mvar<br>SE  4 km 23,5 km 100MVA<br>D. INDUSTRIAL<br>69 kV<br>69 kV SE/UTE  SE CENTRO<br>FLORESTA 69 kV<br>LEGENDA<br>2X26,6MVA 3X26,6MVA 2X26,6MVA 400 kV<br>230 kV<br>13,8 kV 115 kV<br>13,8 kV 13,8 kV 13,8 kV 34,5 kV69 kV<br>13,8 kV<br>40 MW 40 MW 10 x 3,6 MVAr<br>6 x 3,6 MVAr<br>9 x 3,6 MVAr<br>9 x 3,6 MVAr<br>Fonte: Site da Eletronorte: http://www.eletronorte.gov.br/opencms/opencms/pilares/transmissao/estados/roraima.<br>**----- End of picture text -----**<br>

94. Ademais, por razões operacionais, a linha de transmissão proveniente da Venezuela tem apresentado desempenho insatisfatório, sendo comum os desligamentos que causam instabilidade elétrica na região de Boa Vista, com a ocorrência de constantes blecautes na região. 

(Fl. 24 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

95. Segundo estudo técnico produzido pelo Ministério de Minas e Energia – MME[20] , foram registrados 50 blecautes na região de Boa Vista, apenas nos anos de 2016 e parte de 2017, sendo que 45 desses desligamentos (90% do total) tiveram origem em falhas na linha de transmissão da interligação Venezuela – Brasil. 

96. Portanto, um benefício de se reduzir o consumo em Roraima está relacionado à dependência do fornecimento da Venezuela, que se encontra cada vez mais instável, confore tem sido noticiado[21] : _“O Estado apurou que, nos últimos dias, caminhões carregados de óleo diesel começaram a ser enviados para Boa Vista e região, com o propósito de estocar o combustível usado pelas usinas térmicas que funcionam no Estado. A ideia é dobrar o tempo de autonomia dessas usinas, caso haja corte de luz pelo país vizinho. [...] Na situação atual, caso seja interrompido o fornecimento pela Venezuela, as usinas de Roraima têm capacidade de garantir o abastecimento por apenas quatro dias. Com o estoque de óleo, o Ministério de Minas e Energia (MME) quer elevar essa capacidade para oito dias, podendo chegar a até 15 dias de suprimento, que é a capacidade máxima que as plantas conseguem guardar.”_ 

97. Tão baixo grau de confiabilidade obrigou a Eletrobrás a manter a contratação das usinas termoelétricas disponíveis na região, cuja potência disponível alcançava em 2016, 189,1 MW, montante suficiente para atender a região, no caso de interrupção do suprimento oriundo da Venezuela. 98. Segundo o mesmo estudo produzido pelo MME, atualmente estão contratados 216 MW, acrescidos de mais 32 MW, que corresponde a 10 novas unidades geradoras. 

99. Assim, com o intuito de reduzir a quantidade de blecautes, bem como as consequências das oscilações ocasionados pelo desligamento da linha de transmissão, há informações que são mantidos sincronizados ao sistema elétrico várias unidades geradoras que atuam como reserva girante do sistema. 

100. O custo marginal de geração de energia elétrica é o mais alto do Brasil, na casa dos R$ 1200/MWh (quase seis vezes o custo médio de geração no Ambiente de Contratação Regulado, atualmente em R$ 213/MWh). Significativos encargos são impostos aos consumidores de outras áreas de concessão, no sentido de subsidiar o custo de geração termelétrica em Roraima, em um montante de R$ 995/MWh. 

101. Dessa forma, a redução do consumo de energia no sistema elétrico de Roraima resultará em imediato benefício tanto aos consumidores locais quanto a consumidores brasileiros das outras áreas de concessão, uma vez que serão, em parte, reduzidos os elevados dispêndios que subsidiam a geração térmica de energia elétrica naquele sistema isolado. Além disso, o alto custo atual de operação daquele sistema possibilita oferecer um alto preço-teto ao projeto piloto do leilão, aumentando a probabilidade de atrair atores interessados de diversas localidades do Brasil. 

102. Além disso, o Estado desponta como 2º lugar no Ranking de Potencial de Mercado de 2016, que considera seu crescimento potencial a força de trabalho, o tamanho do mercado e sua taxa de crescimento. Embora atualmente não existam _ESCOs_ no Estado[22] (as mais próximas estão no Pará), há ao menos dois instaladores de energia solar locais – MULTISOLUÇÕES&CIA e DONSOL TECNOLOGIA ENERGIA SOLAR. A prefeitura de Boa Vista, por sua vez, tem se engajado com temas de eficiência energética. Recentemente, em agosto de 2017, lançou edital para contratação de empresa especializada para implantação de usina de mini geração fotovoltaica com 100 placas (geração de 100kWh) para o terminal rodoviário Luiz Canuto Chaves. O leilão foi vencido por R$ 665.120, pela empresa DR7, com sede em Manaus/AM. O término da obra era previsto ainda para o primeiro semestre de 2018. 

> 20 “Condições de Atendimento a Roraima”, Estudo Técnico produzido pelo Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico – DMSE, da Secretaria de Energia Elétrica – SEE, do Ministério de Minas e Energia – MME, julho de 2017. 

> 21 Por exemplo, veja-se a notícia “Roraima estoca óleo para evita apagões. No fim de semana, Estado ficou no escuro, pois depende da energia venezuelana; óleo será usado nas usinas térmicas”, O Estado de S.Paulo, 13/03/2018. Disponível em: http://economia.estadao.com.br/noticias/geral,roraima-estoca-oleo-para-evitar-apagoes,70002224609. Acessado em: 19/04/2018. 22 Segundo mapeamento disponível no sítio da ABESCO, disponível em: www.abesco.org.br. Último acesso em: 23/04/2018. 

(Fl. 25 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

103. Há, também, desafios na implementação do piloto nesse Estado. Roraima registra o menor PIB do Brasil, na ordem de R$ 10 bilhões. O PIB per capita está na casa dos R$ 19,6 mil (13º do país), o IDHM em 0,707 (12º do Brasil), enquanto o rendimento nominal mensal domiciliar está em R$ 1068. O setor público registra forte participação no PIB (na casa de 50%). A indústria de transformação representa apenas 1,8% do PIB. O Estado está em 25ª posição no Ranking de Infraestrutura do Centro de Liderança Pública (CLP), apresentando certos desafios em termos de qualidade das rodovias, mobilidade urbana, acesso à energia elétrica e telecomunicações. Também está na 27ª posição no Ranking de Corrupção, que mede a governança e transparência das instituições públicas locais. 

## **8.1. Potencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica no Estado de Roraima** 

104. Para o levantamento do potencial de redução de consumo a ser explorado com as possíveis ações de eficiência energética, foi estudada a caracterização do sistema de distribuição da concessionária local e suas curvas de carga típicas por nível de tensão. A partir da curva agregada e sua composição, fica nítida a influência da curva de baixa tensão, composta principalmente por consumidores residenciais e comerciais, com horário de ponta entre 21h45 e 00h29 em dias úteis. O horário de ponta da curva agregada ocorre entre as 13h20 e 15h59. 

**Figura 11: Curva Agregada – Carga TOTAL** 

Fonte: Eletrobrás Distribuição Roraima 

105. Do consumo anual de energia elétrica registrado em Roraima em 2015, 52% foi registrado ao setor residencial, seguido por 23% do segmento comercial e 11% do poder público. A iluminação pública consumiu cerca de 4% do total, próximo também dos segmentos rural, industrial e serviço público. 

**Tabela 2: Consumo de energia elétrica em Roraima** 

Fonte: Empresa de Pesquisa Energética – EPE 

(Fl. 26 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

106. A última Pesquisa de Posse e Hábitos de Consumo realizada pelo PROCEL em 2005 identificou os principais usos finais de eletricidade típicos de uma residência na região Norte, sendo o aparelho de ar-condicionado a principal carga da instalação, responsável por 40% do consumo, seguido pelo refrigerador (25%) e lâmpadas (14%). Demais aparelhos eletroeletrônicos, como _freezer_ , ferro de passar, som e televisor complementam o consumo de uma residência. Observa-se o uso incomum do chuveiro elétrico, responsável por apenas 2% do consumo residencial na região. 

**Figura 12: Participação de eletrodomésticos no consumo residencial na região Norte** 

**----- Start of picture text -----**<br>
14%<br>9%<br>4%<br>3% AC Geladeira Lâmpadas<br>3%<br>25%<br>2%<br>TV Freezer Som<br>Ferro Chuveiro<br>40%<br>**----- End of picture text -----**<br>

Fonte: Elaboração própria a partir da Pesquisa de Posse e Hábitos de Consumo – PROCEL em 2005 

107. Pelo fato de não haver um estudo mais detalhado ou atual em relação à composição do consumo por setor, adotou-se como referência a pesquisa citada quanto à parcela proporcional de consumo por equipamento ou uso final no segmento residencial, cuja faixa média mensal de consumo corresponde a 320 KWh/mês, valor elevado em comparação com a média nacional (150 kWh/mês). 

108. A estratificação do perfil de consumidor por faixa de consumo sugere que 85% do consumo no segmento residencial está concentrado em 55% das unidades consumidoras com perfil acima de 220 KWh mensais. Ou seja, aproximadamente 65.000 consumidores residenciais apresentam consumo mensal superior a essa faixa. A partir dessa conclusão, foram traçados três padrões de perfil de unidades consumidoras residenciais, simulando a quantidade e aparelhos eletrodomésticos existentes em cada uma e seu respectivo consumo anterior e após a substituição desses equipamentos típicos considerados ineficientes por novos equipamentos de maior eficiência e menor consumo. 

**Figura 13: Energia Faturada no segmento Residencial de RR (%)** 

**----- Start of picture text -----**<br>
3%<br>20% 12% Até 100 KWh/mês<br>Entre 100 e 220 KWh/mês<br>Entre 220 e 500 KWh/mês<br>32% Entre 500 e 1000 KWh/mês<br>32%<br>Acima de 1000 KWh/mês<br>**----- End of picture text -----**<br>

Fonte: Eletrobrás Distribuição Roraima (nov/2012) 

(Fl. 27 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

109. A “Casa Padrão 1” possuiria 5 lâmpadas fluorescentes compactas[23] , 1 refrigerador[24] , 1 aparelho condicionador de ar[25] e os demais aparelhos eletroeletrônicos citados na pesquisa anterior. Essa “Casa Padrão 2” difere da anterior pela adição de 1 condicionador de ar, tendo em vista a parcela considerável do consumo na curva de carga durante o período noturno e sua representação de consumo citado na pesquisa do PROCEL. Seguindo a lógica, a “Casa Padrão 3” teria o mesmo padrão da primeira, porém com 3 aparelhos de ar-condicionado. Para os padrões citados, a substituição das lâmpadas por LEDs, do refrigerador e dos condicionadores de ar por aparelhos eficientes resultariam em economias de 110 KWh/mês, 168KWh/mês e 230 KWh/mês, respectivamente. 

110. A análise de sensibilidade para determinação das economias, traduzidas em MW médios, considera como variáveis a quantidade de unidades consumidoras aderentes e o tipo de “Casa Padrão”, sendo arbitrados valores em uma escala que varia a quantidade percentual de residências existentes em Roraima a serem eficientizadas para traçar cenários de potencial de economia neste segmento. Portanto, o levantamento considerou como conservador a realização de _retrofit_ do tipo “Casa Padrão 1” em 15% do total de unidades consumidoras residenciais (17.825). O cenário moderado considerou o _retrofit_ do tipo “Casa Padrão 2”, porém em apenas 5% da quantidade total de residências (5.942). Por fim, em um cenário otimista, seriam realizados em 10% das residências (11.883) _retrofits_ do tipo “Casa Padrão 3”. As economias proporcionadas em cada cenário seriam: 0,15 MWmed, 1,14 MWmed e 3,06 Mwmed. 

111. De modo similar, buscou-se traçar os possíveis potenciais de economia no setor comercial, segundo maior em termos de consumo no estado. Porém, apesar de se ter dados de forma estratificada por faixa de consumo, não se dispõe de informações acerca da participação do consumo por uso final ou tipo de equipamento nesse segmento específico, o que dificulta uma estimativa mais realista dos potenciais. 

112. Nota-se, a partir de dados da distribuidora, que para consumidores do segmento comercial há uma concentração de aproximadamente 70% do consumo em apenas 12% das unidades consumidoras, o que sugere a realização de ações de conservação de energia de maior porte em uma pequena quantidade de unidades consumidoras comerciais acima de 2.000 KWh/mês. Para esses consumidores, tem-se como média o consumo mensal de 8.150 KWh. 

**Figura 14: Energia Faturada no segmento Comercial em RR (%).** 

**----- Start of picture text -----**<br>
8%<br>Até 500 KWh/mês<br>22%<br>500 a 2000 KWh/mês<br>2000 a 5000 KWh/mês<br>54%<br>Acima de 5000 KWh/mês<br>17%<br>**----- End of picture text -----**<br>

Fonte: Eletrobrás Distribuição Roraima (nov/2012) 

23 Substituídas 5 lâmpadas fluorescentes compactas de 15W, ligadas 5 horas diárias ao longo de 360 dias ao ano, por 5 LEDs de 7W. 24 Refrigerador de consumo médio mensal de 61,95 KWh, substituído por aparelho eficiente com consumo análogo de 23,9KWh. 25 Aparelho de ar-condicionado antigo de aproximadamente 7.500 BTU operando com um consumo mensal de 180KWh, substituído por aparelho eficiente com consumo análogo de 135KWh. 

(Fl. 28 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

113. As ações previstas para esse setor se limitam ao _retrofit_ dos sistemas de iluminação e climatização de consumidores médios, os quais teriam substituídas as lâmpadas fluorescentes[26] e os condicionadores de ar[27] de médio porte, respectivamente, por lâmpadas LED e aparelhos de maior eficiência. Nesse caso, o estudo de sensibilidade considerou um pequeno percentual de consumidores devido à citada concentração do consumo (54% do consumo comercial concentrado em 5% das UCs do segmento). Para o perfil conservador, seriam substituídas apenas lâmpadas em 1% do total de consumidores da classe comercial (118 UCs) e resultaria numa economia estimada de 0,15 MWmed, ao passo que o _retrofit_ na iluminação e climatização de 2% do comércio de Roraima (235 UCs) resultaria em 0,51MWmed, sendo considerado como cenário moderado. O cenário otimista realizaria o retrofit de iluminação e climatização em 5% das unidades consumidoras comerciais (588 UCs), resultando em 1,28 MWmed economizados. 

114. Para o Setor Público, composto por 1.920 consumidores[28, ] tem-se, a partir de dados de 2012 da distribuidora local, uma concentração de aproximadamente 90% do consumo faturado em UCs com consumo superior a 5.000 kWh/mês. Para essa parcela de consumidores, de modo similar ao segmento comercial, foram traçados cenários a partir dos potenciais de economia com a substituição de lâmpadas e aparelhos de ar condicionado. Os cenários conservador, moderado e otimista consideraram, respectivamente, esse padrão de _retrofit_ nos sistemas de iluminação[29 e] climatização[30 ] de 24, 35 e 59 edificações do poder público. 

115. O levantamento de potencial de redução de consumo na iluminação pública considerou como premissa a substituição de pontos de iluminação[31 ] em 10% do total (12.320 pontos existentes) como sendo conservador. O estudo de sensibilidade considerou, para os cenários moderado e otimista, a substituição em 30% e 60% dos pontos de iluminação da distribuidora[32, ] respectivamente. 

116. Por fim, estimou-se como meta conservadora a inserção de geração solar fotovoltaica padronizada[33 ] em unidades consumidoras residenciais, considerando conservadora a instalação em 238 UCs, moderada em 891 UCs e otimista em 1.782 UCs. 

117. O cenário conservador, incorporando todos os segmentos, totaliza 1,04 MWmed. O cenário moderado prevê a redução de 3,37 MWmed com as ações de eficiência energética na abrangência estipulada, ao passo que o cenário mais otimista prevê a economia total de 7,58 MWmed, valor próximo do crescimento previsto para 2018. Os cenários estimados por segmento são ilustrados no gráfico abaixo: 

> 26 Substituídas 50 lâmpadas fluorescentes compactas de 75 W e 50 tubulares de 40 W por LEDs de 20 W, todas operando 3.696 horas/ano. 27 Substituídos 6 aparelhos de ar condicionado de consumo médio mensal unitário de 392 kWh por aparelhos eficientes de consumo médio mensal de 320 kWh. 

> 28 EPE (2015). 

> 29 Substituídas 300 lâmpadas fluorescentes tubulares de 40 W, operando 3.696 horas/ano por 300 LEDs de 20 W. 

> 30 Substituídos 30 aparelhos de ar condicionado de consumo médio mensal unitário de 392 kWh por aparelhos eficientes de consumo médio mensal de 320 kWh. 

> 31 2 lâmpadas do tipo vapor metálico de 357 W por uma luminária LED de 296 W, operando durante 12 horas diárias. 

> 32 Fonte: EPE (2015). 

> 33 Sistema de 2,6 kWp, gerando aproximadamente 290 kWh/mês. 

(Fl. 29 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

**Figura 15: Cenários de Redução de Consumo em Boa Vista (MWmed)** 

**----- Start of picture text -----**<br>
8<br>7 1,01<br>6 0,71<br>5 1,52<br>4<br>1,28<br>3 0,61<br>0,35 3,06<br>2 0,76<br>0,09<br>0,51<br>1 0,40 0,25 0,15 1,14<br>0<br>0,15<br>Conservador Moderado Agressivo<br>Residencial Comercial IP GD Setor Publico<br>**----- End of picture text -----**<br>

118. O intuito inicial de estimar o potencial de economia foi verificar a viabilidade de redução de consumo suficiente para atrair possíveis interessados no leilão. Considerando que o crescimento previsto para o mercado da EDRR para os próximos anos está em 5% ao ano, resultando em 7,35 MWmed em 2019, o potencial levantado corresponde a uma parcela significativa do crescimento de consumo esperado na região para os próximos anos e, portanto, caso seja comprovada a viabilidade econômica das ações previstas, tende a complementar com sucesso os leilões de geração em sistemas isolados. 

**Figura 16: Crescimento do consumo projetado para Roraima vs opções de redução de consumo pelo Leilão** 

**----- Start of picture text -----**<br>
8 7,35 MWmed 7,58 MWmed (103%)<br>7<br>6<br>5<br>4 3,37 MWmed (45%)<br>3<br>2<br>1,04 MWmed (14%)<br>1<br>0<br>Crescimento do Consumo em Cenário Conservador Cenário Moderado Cenário Agressivo<br>Roraima (2018)<br>**----- End of picture text -----**<br>

119. Esse levantamento também tem como objetivo subsidiar o ARC quanto às possíveis ações de eficiência energética a serem realizadas, servindo como referência para as estimativas de economia de energia esperada por segmento de consumo a ser explorado e formulação da carteira de consumidores e investimento, conforme a viabilidade econômica de cada ação, item a ser explorado mais adiante neste Relatório. 

120. As análises de sensibilidade que dão suporte a essa análise se encontram no Apêndice “C” deste Relatório. Ao longo da CP, espera-se ser possível atualizar as premissas utilizadas e aprofundar o estudo, com apoio das autoridades setoriais competentes, com dados obtidos em visitas de campo e interações com a distribuidora local. 

121. Com base nesse estudo, propõe-se para o leilão o montante de 4 MW médios anuais. 

(Fl. 30 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **8.2. Definição dos montantes mínimo e máximo por competidor no leilão** 

122. A partir da proposta de montante de 4 MW médios anuais para o Leilão em Roraima, faz-se necessário definir os montantes mínimos e máximos de redução de consumo que cada empreendedor poderá ofertar no leilão. De um lado, montantes menores favorecem a participação de um quantitativo maior de agentes no leilão, potencialmente reduzindo o valor dos lances; de outro, aumenta a probabilidade de entrada de participantes despreparados. Montantes menores também tornam a concorrência mais agressiva na fase de implantação do projeto[34] e aumentam os custos de transação (formalização e fiscalização de agentes) do leilão. 

123. Buscando analisar a escala mínima viável (EMV), a SRM conduziu uma análise de 19 projetos do Programa de Eficiência Energética (PEE) realizados na Região Norte nos últimos 10 anos, a partir dos quais a SPE/ANEEL possui dados completos[35] . Como ilustrado pelo gráfico abaixo, os projetos variaram da ordem de R$ 200 mil a R$ 12 milhões, com média e mediana próximas dos R$ 5 milhões: 

**Figura 17: Custo Total por Projeto na Região Norte (2008 a 2018)** 

**----- Start of picture text -----**<br>
 R$14.000.000,00<br>R$12.111.375,87<br> R$12.000.000,00<br> R$10.000.000,00<br> R$8.000.000,00<br> R$6.000.000,00 R$5.295.301,24<br> R$4.000.000,00 R$4.937.157,91<br> R$2.000.000,00<br>R$217.560,60<br> R$-<br>1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19<br>Custo Total do Projeto Custo médio Mediana<br>**----- End of picture text -----**<br>

34 Esse fator é positivo para os consumidores locais, porém aumenta o risco de viabilidade do projeto piloto. 

35A ANEEL dispõe de dados completos dos seguintes projetos: 

- 1) Eficiência energética nas Motobombas Submersas dos SAAES, no Maranhão, em 2008; 

- 2) Doação de equipamentos eficientes baixa renda, no Maranhão, em 2008; 

- 3) Eficientização do Prédio da Procuradoria Estadual, no Maranhão, em 2009; 

- 4) Eficiência Energética no Fórum de Imperatriz, no Maranhão, em 2009; 

- 5) Doação de equipamentos eficientes baixa renda, no Maranhão, em 2010; 

- 6) Doação de equipamentos eficientes de Baixa Renda, no Maranhão, em 2011; 

- 7) Doação de equipamentos eficientes Baixa Renda, no Maranhão, em 2012; 

- 8) Eficientização da APAE São Luís, no Maranhão, em 2014; 

- 9) Doação de Equipamentos eficientes baixa renda, no Maranhão, em 2014; 

- 10) Eficiêntização do Hospital Dom Orione, no Tocantins, em 2008; 

- 11) Substituição e manufatura reversa de 1000 geladeiras, em Roraima, em 2010; 

12) Uso Racional e Substituição de Lâmpadas e Aparelhos de Ar Condicionado na Universidade Federal de Roraima, em Roraima, em 2010; 

- 13) Projeto Agente Eletrobras, em Roraima, em 2012; 

- 14) Projeto Eficiência Energética Baixo Poder Aquisitivo, em Rondônia, em 2010; 

- 15) Projeto Poder Aquisitivo, em Rondônia, em 2012; 

- 16) Substituição de Refrigeradores em Unidades Consumidoras de Baixa Renda, no Acre, em 2011; 17) Projeto Mutirão da Economia, no Pará, em 2014; 

- 18) Projeto Comunidade Legal, no Pará, em 2014; e 

- 19) Doação de equipamentos eficientes Baixa Renda, no Maranhão, em 2014. 

(Fl. 31 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

124. Desse modo, assumiu-se que um contrato de R$ 5,2 milhões seria suficiente para atrair suficientes _ESCOs_ a participarem do Leilão em Roraima[36] . 

125. No leilão ora proposto, o valor do contrato é função do (i) montante ofertado, (ii) valor do lance vencedor do leilão, (iii) duração do projeto e (iv) taxa de desconto. A tabela abaixo revela o espectro de valores totais de contratos ao longo dos cinco anos do programa, para lances variando entre R$ 200 e R$ 600 (preço-teto proposto para o leilão, cf. seção que será apresentada posteriormente) e montantes mínimos variando entre 0,1 e 4 MW médios, destacando os que alcançariam o valor mediano dos contratos de PEE na Região Norte (R$ 5,2 milhões, cf. acima): 

**Tabela 3: Receita Bruta Total do Programa ao longo de 5 anos a valor presente (@ 15% a.a.)** 

|**Tabela 3: Receita Bruta Total do Programa ao lo**|**Tabela 3: Receita Bruta Total do Programa ao lo**|**Tabela 3: Receita Bruta Total do Programa ao lo**|**Tabela 3: Receita Bruta Total do Programa ao lo**|**Tabela 3: Receita Bruta Total do Programa ao lo**|**ngo de 5 a**|**nos a valor**|**presente (@**|**15% a.a.)**||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|**Montante**<br>**Lance**|<br>**0,1 MWmed**|**0,2 MWmed**|**0,3 MWmed**|**0,4 MWmed**|**0,5 MWmed**|**1 MWmed**|**2 MWmed**|**3 MWmed**|**4 MWmed**|
|**R$ 200**<br>|616.662<br>R$|1.233.325<br>R$|1.849.987<br>R$|2.466.650<br>R$|3.083.312<br>R$|6.166.625<br>R$|12.333.249<br>R$|18.499.874<br>R$|24.666.498<br>R$|
|**R$ 300**<br>|924.994<br>R$|1.849.987<br>R$|2.774.981<br>R$|3.699.975<br>R$|4.624.968<br>R$|9.249.937<br>R$|18.499.874<br>R$|27.749.810<br>R$|36.999.747<br>R$|
|**R$ 400**<br>|**1.233.325**<br>**R$**<br>|**2.466.650**<br>**R$**<br>|**3.699.975**<br>**R$**<br>|**4.933.300**<br>**R$**<br>|**6.166.625**<br>**R$**<br>|**12.333.249**<br>**R$**<br>|**24.666.498**<br>**R$**<br>|**36.999.747**<br>**R$**<br>|**49.332.996**<br>**R$**<br>|
|**R$ 500**<br>|1.541.656<br>R$|3.083.312<br>R$|4.624.968<br>R$|6.166.625<br>R$|7.708.281<br>R$|15.416.561<br>R$|30.833.123<br>R$|46.249.684<br>R$|61.666.245<br>R$|
|**R$ 600**|1.849.987<br>R$|3.699.975<br>R$|5.549.962<br>R$|7.399.949<br>R$|9.249.937<br>R$|18.499.874<br>R$|36.999.747<br>R$|55.499.621<br>R$|73.999.494<br>R$|

126. Dessa análise, é possível concluir que montantes a partir de 0,5 MWmed já representaria um contrato com valor superior a R$ 5,2 milhões com lances na casa dos R$ 400/MWh (cenário-base do estudo, conforme será discutido em maiores detalhes posteriormente). 

127. Complementarmente, cumpre discutir a concentração máxima permitida pelo certame. De um lado, considerando sua natureza de piloto, é essencial abrir espaço para experimentação de diferentes soluções. Para tanto, é necessário assegurar que o leilão selecione diversos ARCs. Desse modo, será possível comparar diferentes estratégias e desempenhos de implementação, trazendo aprendizados das melhores práticas à ANEEL e a todos os agentes do setor elétrico nacional. De outro, considerando que não há ESCOs em Roraima, será necessário despertar o interesse de empreendedores locais para esse mercado ou atrair _players_ de outras localidades – valores contratuais baixos seriam insuficientes para contribuir com esse processo de _market building._ 

128. Considerando o montante do Leilão de 4 MW médios e o montante mínimo de 0,5 MW médio, o certame poderia consagrar até 8 ARCs. No entanto, o valor mínimo de 0,5 MW médio pode ser insuficiente para atrair grandes _players_ de atuação nacional, de modo que sugerimos que um mesmo agente seja permitido ofertar até 1 MWmédio (resultando em contratos de R$ 6 milhões a R$ 18 milhões no valor presente, a depender do lance). Portanto, o certame resultará entre 4 e 8 ARCs, a depender das ofertas dos participantes e do grau de concorrência. 

36 O gráfico assume a premissa de que o desenvolvedor do projeto no PEE é remunerado imediatamente após a execução do projeto, diferentemente do modelo ora proposto em que o ARC investirá no momento inicial e será remunerado ao longo de 5 anos. 

(Fl. 32 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

**Tabela 4: Quantitativo de Ações de Eficiência Energética necessárias para completar os lotes por tecnologia** 

||**0,5 MWmed**|**1 MWmed**<br>**4 MWmed**|**1 MWmed**<br>**4 MWmed**|**1 MWmed**<br>**4 MWmed**|
|---|---|---|---|---|
|**Troca de Lâmpada**<br>**(Fluor. Para LED)**|266.813||533.626|2.134.503|
|**Troca**<br>**de Geladeira**|10.732||21.464|85.857|
|**Troca de**<br>**Ar Condicionado residencial**|3.508||7.017|28.066|
|**Casas Típicas (lâmpadas,**<br>**geladeira e AC)**|2.519||5.038|20.153|
|**Geração solar**<br>**em casa típica**<br>**Comércios**<br>**Típicos**|1.261<br>589||2.522<br>1.179|10.086<br>4.716<br>9.865|
|**Postes de Iluminação**<br>**Pública**|1.233||2.466||

## **9. O Conceito Econômico do Leilão de Redução de Consumo** 

129. O gráfico a seguir ilustra a oferta e a demanda de energia elétrica em Roraima em conjunto com o impacto esperado do presente piloto[37] : 

**Figura 18: Oferta e demanda de energia elétrica em Roraima (2019)** 

130. A curva azul representa a curva de custo marginal de geração em Roraima – da importação de energia elétrica de fonte hidráulica da Venezuela, passando por um intenso salto ao nível das termelétricas, que configuram seu custo marginal. A linha verde representa o subsídio da CCC aos consumidores da região, que é basicamente a curva azul menos o valor do custo médio de energia no ACR (R$ 213/MWh). A linha vermelha é meramente didática, ilustrando um lance hipotético de R$ 400/MWh. As linhas verticais representam o consumo previsto para 2019, sendo que a da direita ilustra a linha de base na ausência do projeto em tela e a da direita já contempla o seu impacto. 

> 37 Esse gráfico na literatura é normalmente apresentado em capacidade instalada; aqui ele foi adaptado em vista do escopo proposto para o leilão em tela. Adicionalmente, cumpre destacar que o gráfico assume que não é possível contratar excedente de energia da Venezuela, de modo que todo o crescimento do mercado seria suprido por geração termelétrica adicional. Ao longo da Consulta Pública, as equipes da ANEEL pretendem validar essa premissa com os demais órgãos setoriais.Do contrário, seria necessário ajustar o raciocínio, considerando que parcela da energia evitada será deslocada por termelétricas e a outra parcela por energia hídrica, reduzindo os benefícios esperados ao sistema, possivelmente por meio da metodologia de fator de coincidência na ponta (FCP), e exigindo uma readequação da ilustração visual. 

(Fl. 33 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

131. No gráfico, três áreas são estão destacadas no intervalo representativo da redução de consumo esperada pelo projeto em 2019 em 4 MW médios (de 143,7 para 139,7 MWmed). A área entre a linha azul e a linha verde corresponde à economia anual das unidades consumidoras eficientizadas em Boa Vista, que mantêm ao menos o mesmo nível de conforto com uma conta de luz menor. A área entre a linha verde e a vermelha corresponde ao subsídio anual da CCC evitado no sistema isolado, graças à existência do programa. Por fim, a área entre a linha vermelha e o eixo X corresponde à receita anual do Agente Redutor de Consumo (ou seja, o custo anual do projeto). 

132. Sob o ponto de vista da geração, essa análise gráfica deixa claro que é possível alcançar uma situação de ganha-ganha: (i) os consumidores locais mantêm o mesmo nível de consumo, por um preço menor; (ii) o subsídio da CCC é evitado no montante do programa, reduzindo o ônus aos demais Estados; (iii) o ARC é remunerado por seu serviço, em valor competitivo. O ganho aos consumidores locais é assegurado, em qualquer cenário. Diferentemente, a redução dos subsídios do sistema e a lucratividade do ARC dependem do valor do lance vencedor – quanto maior o lance, maior a lucratividade do ARC e menor a redução do subsídio e vice-versa.Por esse motivo, para o projeto fazer sentido sob o ponto de vista sistêmico, o preço do leilão jamais poderia superar o valor do subsídio marginal da CCC em Roraima, conforme será discutido no capítulo específico quanto à definição do preço-teto. 

## **9.1. Estudo do Custo da Energia evitada na Região Norte** 

133. Inicialmente, apurou-se o custo histórico da energia evitada na Região Norte, a partir dos 18 projetos de eficiência energética citados anteriormente, por meio da metodologia de _Levelized Cost of Electricity (LCOE)[38] ._ O LCOE, em tradução literal “custo nivelado da eletricidade”, consiste em uma medida normalmente utilizada para comparar de forma consistente o custo total de diferentes fontes de geração. O fluxo de caixa descontado das despesas para a construção e operação dos empreendimentos ao longo de suas vidas úteis é dividido pelo fluxo de energia gerada no mesmo período (também trazido ao valor presente). Analogamente, estamos aplicando a mesma metodologia para comparar o custo de diferentes ações de eficientização (ou mesmo outros recursos energéticos). 

O LCOE desses projetos variou entre cerca de R$ 76/MWh e R$ 322/MWh, enquanto sua média e mediana ficaram na casa dos R$ 200/MWh. Contudo, considerando que o piloto ora proposto remunerará o empreendedor apenas pelo período de cinco anos, o gráfico abaixo ilustra o _LCOE_ ajustado para esse prazo[39] : 

**Figura 19: Custo da Energia Evitada (LCOE) dos projetos do PEE na Região Norte ajustado para 5 anos de benefícios** 

**----- Start of picture text -----**<br>
R$ 600<br>R$ 514<br>R$ 500<br>R$ 400<br>R$ 276<br>R$ 300<br>R$ 200 R$ 125 R$ 270<br>R$ 100<br>R$ 0<br>LCOE Simplificado 5 anos mediana média<br>LCOE<br>**----- End of picture text -----**<br>

> 38 Utilizou-se a mesma metodologia explanada no estudo “ _Saving Energy Cost-Effectively: A National Review of the Cost of Energy Saved Through Utility-Sector Energy Efficiency Programs_ ”, da _American Council for an Energy-Efficient Economy (ACEEE)_ , em 2009, disponível em: http://aceee.org/sites/default/files/publications/researchreports/U092.pdf. 

> 39 Premissas do cálculo do _LCOE_ de cinco anos: (1) benefícios auferidos por cinco anos; (2) despesas do projeto ( _CAPEX_ e/ou _OPEX_ ) consideradas ao término do ano 0; (3) economia de energia reconhecida ao fim de cada ano; (4) taxa de desconto de 8% ao ano, conforme estabelecido no PEE; (5) vidas úteis de 6, 15, 10 e 15 anos, respectivamente, para lâmpada, geladeira, ar condicionado e bombas mecânicas. 

(Fl. 34 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

134. Tendo em vista que o modelo de negócio ora proposto é mais complexo, e, por consequência, agrega mais riscos que os projetos atuais do PEE, usamos esse valor de LCOE para simular nosso cenário otimista de lance esperado no leilão, conforme será detalhado no capítulo seguinte. 

## **9.2. Duração da fase de implementação das unidades consumidoras** 

135. Analogamente à fase de construção de um empreendimento de geração, os ARCs necessitarão de um período para aprofundar seus estudos de campo e implementar as ações de eficiência, seja por meio de venda/doação de equipamentos, ações de conscientização ou execução de obras – esse período é denominado de “Fase de Eficientização”. 

136. Buscando compreender a realidade da implantação dos projetos de eficientização no Brasil, conduziu—se uma análise dos 18 projetos do Programa de Eficiência Energética (PEE) realizados na Região Norte nos últimos 10 anos, citados em capítulos anteriores. Como ilustrado pelo gráfico abaixo, os projetos variaram de 10 a 44 meses, com mediana de 20 meses: 

**Figura 20: Duração por projeto do PEE na Região Norte** 

**----- Start of picture text -----**<br>
50 Meses<br>44 Meses<br>45 Meses<br>40 Meses<br>35 Meses<br>30 Meses<br>25 Meses 22 Meses<br>20 Meses<br>20 Meses<br>15 Meses<br>10 Meses<br>10 Meses<br>5 Meses<br>0 Meses<br>Duração do Projeto Duração Média Mediana<br>**----- End of picture text -----**<br>

137. Vale ressaltar que seria viável implementar diversos desses projetos em prazos significativamente inferiores, porém as distribuidoras não tinham incentivos para tanto. Por exemplo, veja-se o projeto de doação de equipamentos eficientes para consumidores de baixa renda, no Maranhão, que durou 35 meses ou a substituição de refrigeradores em consumidores de baixa renda no Acre, que durou 20 meses. Nesse contexto, em vista da urgência da eficientização em Roraima e da execução do presente piloto, propõe-se o prazo de implementação de 6 (seis) meses a partir da assinatura dos contratos regulatórios decorrentes do leilão. 

138. Assim como ocorre nos leilões de geração, propõe-se abrir a possibilidade de antecipação dos efeitos do programa, caso o ARC conclua seu projeto em algum momento anterior ao limite de seis meses. Caso a antecipação seja aprovada pela ANEEL, o ARC receberia os respectivos meses adicionais de receita, em adição aos 60 (sessenta) meses ordinários do programa. 

(Fl. 35 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **10. Análise de Viabilidade Econômica do Projeto Piloto** 

139. A Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) admite três metodologias para avaliação do impacto regulatório – análise custo-benefício (ACB), análise custo-efetividade e análise multicritério, recomendando a primeira como a regra de ouro. Este Relatório aplica primordialmente essa metodologia. 

140. Para avaliar a viabilidade econômica do projeto, construiu-se um modelo de fluxo de caixa descontado que abrange quatro perspectivas - Empreendedor (ARC), Consumidor local, Distribuidora local e Sistema (consumidores do SIN que subsidiam Roraima). Será disponibilizado o arquivo da análise em versão digital no sítio da ANEEL para enriquecer a discussão com a sociedade sobre o modelo de negócios do leilão. O modelo está estruturado para possibilitar uma série de simulações pelos usuários, tais como (i) o momento da implementação do projeto pelo ARC, (ii) o valor do lance do ARC no leilão, (iii) os descontos nos equipamentos que o ARC oferece aos consumidores, (iv) os diferentes tipos de equipamentos, entre outros. 

141. Este estudo está estruturado em nove sub-módulos. Os nove primeiros são modelos econômicos unitários das seguintes ações de eficiência energética: substituição de (i) lâmpada incandescente por fluorescente compacta; (ii) lâmpada incandescente por LED; (iii) lâmpada fluorescente compacta por LED; (iv) geladeira antiga por um modelo mais eficiente; (v) ar-condicionado residencial antigo por um modelo mais eficiente; (vi) iluminação pública antiga por eficiente; (vii) lâmpada comercial antiga por eficiente; (vi) ar condicionado de grande porte antigo por eficiente e, por fim, (viii) instalação de geração solar distribuída residencial. No caso Geração Distribuída (GD), em particular, o modelo proporciona a escolha entre diferentes tipos de contratação – aluguel, _leasing_ ou venda (à vista ou financiada).O nono e último sub-módulo representa um modelo agregado, que possibilita o programa na íntegra (4 MW médios) além de simulações de montantes ofertados (incluindo os de 0,5 e 1 MW médio, discutidos anteriormente). Sua estrutura possibilita simulações com diferentes carteiras de projetos, avaliando a rentabilidade e a escala mínima de cada solução – seus resultados serão apresentados em capítulo posterior. 

## **10.1. Modelos Econômicos Unitários em quatro perspectivas** 

142. O quadro abaixo ilustra as principais premissas utilizadas para modelar cada _stakeholder_ : 

**Tabela 5: Premissas dos** _**stakeholders**_ 

||**SIN**|**Empreendedor (ARC)**|**Consumidor**|**Distribuidora local**|
|---|---|---|---|---|
|**Janela de**<br>**Análise**|10 anos (até<br>interconexão de<br>Roraima ao SIN)|5 anos do programa|Até o fim da vida útil<br>dos bens|Até a próxima revisão, quando seu<br>mercado é reposicionado|
|**Fontes de**<br>**Benefícios**<br>**(“Receita”)**|Economia de<br>subsídio CCC (R$ 99540/MWh) no<br>montante do<br>consumo evitado|1) venda de equipamentos com desconto de<br>30% ao consumidor41, no momento da<br>eficientização;<br>2) remuneração do programa por 5 anos, a<br>um lance de<br>R$ 400/MWh;<br>3) créditos tributários|1) Economia nas<br>faturas de<br>eletricidade incluindo<br>tributos<br>(R$ 549/MWh);<br>2) economia com a<br>desnecessidade ou<br>adiamento de<br>investimentos de<br>reposição dos<br>equipamentos<br>substituídos.|É provável que a distribuidora aufira<br>benefícios com o programa, tais<br>como potencial redução de perdas<br>(técnicas e não-técnicas), também<br>com o adiamento de investimentos<br>em melhoria/expansão da rede. No<br>entanto, por serem difíceis de<br>quantificar, nosso modelo não<br>considerou nenhuma fonte de<br>benefício para a distribuidora.|

40 R$ 1.208 (custo marginal de geração termelétrica em Roraima) – R$ 213 (ACR médio). 41 Exceto no caso de Iluminação Pública, cujo desconto oferecido ao município é de 100% (cem por cento). 

## (Fl. 36 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

|**Fontes de**<br>**Custos**<br>**(“Despesa”)**|Remuneração do<br>ARC pelo serviço<br>de redução de<br>consumo<br>(conforme lance<br>vencedor do<br>leilão, por 5 anos)|1) Custo dos equipamentos;<br>2) ISS (4,5%) sobre a remuneração do leilão;<br>3) ICMS (17%) sobre a venda de<br>equipamentos acima do custo de aquisição;<br>4) Custos de instalação, venda e descarte;<br>5) Custos operacionais recorrentes na ordem<br>de 20% da receita;<br>6) PIS/COFINS;<br>7) TFSEE (0,4%);<br>8)Tributos sobre a renda(34%)42|1) Aquisição do<br>equipamento com<br>desconto do ARC;<br>2) serviço da dívida,<br>caso a opção<br>financiamento tenha<br>sido escolhida em<br>GD.|1) Deixa de arrecadar TUSD Fio B<br>(R$ 141/MWh) no montante do<br>consumo eficientizado em relação ao<br>que ocorreria caso o programa não<br>existisse.|
|---|---|---|---|---|
|**Custo de**<br>**Capital**|5,4%<br>(Título Tesouro<br>IPCA + 2035)|15% (conforme exposto a seguir)|5,4% (Título Tesouro<br>IPCA + 2035)|12,26% (_WACC_regulatório antes de<br>impostos)|

143. Para estimar os custos de capital do empreendedor, comparou-se o custo médio ponderado de capital ( _WACC_ ) de atividades relacionadas, tais como construção civil, geração elétrica a partir de fontes renováveis e distribuição de energia elétrica. Também se considerou o custo de capital próprio de _ESCOs_ nos EUA e acrescentouse o risco soberano do Brasil. Com base nesse _benchmarking_ , chegamos a valores médio e mediano pouco superiores a 12%, conforme ilustra o gráfico abaixo: 

**Figura 21: Estimativa do WACC de ESCOs no Brasil** 

**----- Start of picture text -----**<br>
16,00%<br>12,45%<br>14,00%<br>12,00%<br>12,29%<br>10,00%<br>8,00%<br>14,70%<br>13,20%<br>6,00% 12,29% 12,26%<br>10,96% 11,08%<br>4,00%<br>2,00%<br>0,00%<br>ConstrCivil 2008-2012 PCH Distribuição Renováveis(eólica,bioc e ESCO Technologies + Itron+ Risco Brasil<br>solar) Risco Brasil<br>WACC Média dos custos de capitais Mediana dos custos de capitais<br>WACC<br>**----- End of picture text -----**<br>

144. Guiado pelo princípio do conservadorismo, considerando que se está avaliando a participação em um projeto piloto de leilão, acrescentamos um adicional de 2,55% à média, chegando a um _WACC_ de 15%. 

145. Por seu turno, o quadro abaixo ilustra as principais premissas utilizadas para modelar cada ação de eficiência: 

42 Essa premissa é conservadora, uma vez que o pequeno porte do montante máximo autorizado pelo leilão permite a tributação pelo simples, resultando em alíquotas mais baixas. Futuramente, pretendemos realizar simulações nesse sentido. 

(Fl. 37 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

146. A partir dessas premissas, chegamos aos seguintes resultados de Taxa Interna de Retorno[43] (TIR), Valor Presente Líquido[44] (VPL) e _Payback_ descontado[45] no cenário-base: 

**Tabela 6: Premissas para as ações de eficiência** 

||**Lâmpada**<br>**inc. por**<br>**fluor.**|**Lâmpada**<br>**inc. por**<br>**_LED_**|**Lâmpada**<br>**fluor. por**<br>**_LED_**|**Geladeira**|**A.C.**<br>**residencial**|**Iluminação**<br>**pública**|**Lâmpada**<br>**comercial**|**A.C.**<br>**comercial**|**Sistema**<br>**solar**<br>**residencial**|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|**Característica**<br>**do**<br>**equipamento**|60W por<br>15W|60W por<br>7W|15W por<br>7W|Modelo de<br>uma porta<br>antigo para<br>modelo<br>eficiente de<br>uma porta|Modelo<br>split antigo<br>por modelo<br>split<br>eficiente|3 lâmpadas<br>de Vapor<br>de Sódio<br>(400W) por<br>2 LED<br>(230W)|20W por<br>12W|3000W<br>(Modelo<br>antigo) por<br>1830W<br>(modelo<br>novo)|Sistema de<br>2.3 kWp|
|**Custo do**<br>**equipamento**<br>**(atacado)**|R$ 5,45|R$ 5,53|R$ 5,53|R$605|R$997|R$1.350|R$16,04|R$ 4.139|R$4.720/k<br>Wp|
|**Custo do**<br>**equipamento**<br>**(varejo)**|R$ 5,90<br>(flúor.)|R$ 5,99<br>(LED)|R$ 5,90<br>(flúor.) vs<br>R$ 5,99<br>(LED)|R$ 600,00<br>(Geladeira<br>antiga) vs<br>R$ 835,00<br>(Geladeira<br>nova)|R$ 500,00<br>(Ar<br>condiciona<br>do antigo)<br>vs R$ 1154,40 (Ar<br>condiciona<br>donovo)|R$1.687|R$20|R$ 5.878|R$8.000/k<br>Wp|
|**Energia**<br>**consumida**<br>**previamente**|0,0103<br>MWh/Mês|0,0103<br>MWh/Mês|0,0026<br>MWh/Mês|0,07079<br>MWh/Mês|0,25<br>MWh/Mês|0,276<br>MWh/Mês|0,0052<br>MWh/Mês|0,72<br>MWh/Mês|319,5<br>kWh/Mês|
|**Energia**<br>**consumida**<br>**após a**<br>**eficientização**|0,0026<br>MWh/Mês|0,0012<br>MWh/Mês|0,0012<br>MWh/Mês|0,03678<br>MWh/Mês|0,15<br>MWh/Mês|0,096<br>MWh/Mês|0,0031<br>MWh/Mês|0,44<br>MWh/Mês|30<br>kWh/mês<br>monofásico|
|**Custo de**<br>**venda unitário**|R$ 1,00|R$ 1,00|R$ 1,00|R$220|R$403|R$53|R$1|R$ 403|R$ 400/kWp|
|**Custo de**<br>**instalação**<br>**unitário**|R$ 6,05|R$ 6,05|R$ 6,05|R$159|R$130|R$224|R$ 6,05|R$ 130|R$ 1.280/kWp|
|**Custo de**<br>**descarte**<br>**unitário**|R$ 1,27|R$ 1,27|R$ 1,27|R$ 59|R$103|R$36|R$ 1,27|R$ 103|-|
|**Vida útil**|1000h<br>(inc.) vs<br>6000h<br>(flúor.)|1000h<br>(inc.) vs<br>25000h<br>(LED)|6000h<br>(flúor.) vs<br>25000 h<br>(LED)|15 anos|10 anos|12 anos|35000 h|10 anos|25 anos|
|**Consumo**<br>**diário (horas)**|5,7|5,7|5,7|24|6|12|8|8|5,142<br>kWh/m²/dia<br>(Irradiação<br>média<br>anual em<br>Roraima)|

43 “A TIR sobre um investimento é o retorno exigido que resulta em um VPL zero quando ela é usada como a taxa de desconto”. ROSS, Stephen A. et al. Fundamentos de administração financeira”. AMGH Editora, 2013. 

44 “[...] o valor presente líquido é uma medida do valor que é criado ou agregado hoje por um investimento que será feito.” ROSS, Stephen A. et al. Fundamentos de administração financeira. AMGH Editora, 2013. 

> 45 “O período de _payback_ descontado é o período até que a soma dos fluxos de caixa descontados seja igual ao investimento inicial”. ROSS, Stephen A. et al. Fundamentos de administração financeira. AMGH Editora, 2013. 

(Fl. 38 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

**Tabela 7: Resultados dos Modelos Econômicos Unitários para cada** _**stakeholder**_ **(TIR, VPL e** _**Payback**_ **)** 

||**Lâmpada**<br>**inc. por**<br>**fluor.**|**Lâmpada**<br>**inc. por**<br>**LED**|**Lâmpada**<br>**fluor. por**<br>**LED**|**Geladeira**|**A.C.**<br>**residencial**|**Iluminação**<br>**Pública**|**Lâmpada**<br>**comercial**|**A.C.**<br>**comercial**|**Sistema**<br>**solar**<br>**residencial**<br>|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
||||**VPL (R$) do Sistema Interligado Nacional**|||||||
|**TIR(anual)**|N/A|N/A|N/A|N/A|N/A|N/A|N/A|N/A|<br>N/A|
|**VPL(R$)**|R$ 551|R$ 649|R$ 98|R$ 2.434|R$ 7.445|R$ 21.180|<br>R$ 137|<br>R$ 20.093|<br>R$ 20.715|
|**Payback desc.**<br>**(meses)**|N/A|<br>N/A|<br>N/A|N/A|N/A|N/A|<br>N/A|<br>N/A|<br>N/A|
||||**VPL (R$) do Empreendedor**|||||||
|**TIR(anual)**|908%|1389%|20%|6%|32%|93%|62%|179%|32%|
|**VPL(R$)**|R$ 58|R$ 69|R$ 0,82|-R$ 81|R$ 241|R$ 1.987|R$ 8,23|R$ 1.771|R$ 733|
|**Payback desc.**<br>**(meses)**|5|<br>4|<br>46|<br>N/A|35|<br>17|<br>23|11|35|
||||**VPL (R$) do Consumidor Local**|||||||
|||||||||||
|**TIR(anual)**|427682%|1176662%|627%|47%|127%|N/A|149%|56%|14%|
|**VPL(R$)**|R$ 21|R$ 121|R$ 93|R$ 2.097|R$ 4.871|R$ 17.047|<br>R$ 120|<br>R$ 12.292|<br>R$ 11.370|
|**Payback desc.**<br>**(meses)**|1|1|6|34|<br>15|<br>N/A|14|28|103|
||||**VPL (R$) da Distribuidora Local**|||||||
|**TIR(anual)**|N/A|<br>N/A|<br>N/A|N/A|N/A|N/A|N/A|<br>N/A|<br>N/A|
|**VPL(R$)**|-R$ 15,73|-R$ 18,52|-R$ 2,80|-R$ 70|-R$ 213|-R$ 605|-R$ 3,92|<br>-R$ 574|<br>-R$ 592|
|**Payback desc.**<br>**(meses)**|N/A|<br>N/A|<br>N/A|N/A|N/A|N/A|<br>N/A|<br>N/A|<br>N/A|

147. No cenário base, concluímos que o projeto gera valor significativo para o sistema, o consumidor e o empreendedor (mesmo valendo-se de um custo de capital conservador), enquanto reduz o crescimento de mercado esperado pela Distribuidora. Para agregar robustez, conduzimos uma série de análises de sensibilidade. Focamos essas simulações no ARC, uma vez que ele seria o principal tomador de decisões do programa. 

148. O Apêndice “B” a este Relatório traz, para cada ação de eficiência energética, simulações relativas a alterações no lance, desconto ofertado ao consumidor, custos iniciais, custos recorrentes, custo de capital e horas diárias de consumo, entre outros. Adicionalmente, a tabela abaixo revela, no cenário-base, os lances mínimos para viabilizar cada ação de eficiência energética no leilão (VPL=0 a um custo de capital de 15% a.a.): 

**Tabela 8: Valor de lance mínimo viável no leilão de cada ação de eficientização** 

|**Lâmpada**<br>**inc. por**<br>**Flúor.**|**Lâmpada**<br>**inc. por****_LED_**|**Lâmpada**<br>**Flúor. Por**<br>**_LED_**|**Geladeira**|**A.C.**<br>**residencial**|**Iluminação**<br>**pública**|**Lâmpada**<br>**comercial**|**A.C.**<br>**comercial**|**Sistema**<br>**solar**<br>**residencial**|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|R$ 46|R$ 39|R$ 362|R$ 506|R$ 295|R$ 157|R$ 203|R$ 104|R$ 285|

## (Fl. 39 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

149. Com base nessas sensibilidades, construiu-se outros quatro cenários, resultando em cinco cenários – conservador, conservador/moderado, moderado, moderado/agressivo e agressivo (qualificados sob a perspectiva dos benefícios ao sistema) – para avaliar seu impacto nos demais _stakeholders_ . Considerou-se, respectivamente, um lance de R$ 600/MWh (no caso, o próprio preço teto), R$ 500/MWh, R$ 400/MWh, R$ 300/MWh e R$ 200/MWh (LCOE médio da Região Norte); descontos do ARC ao consumidor de 20%, 25%, 30%, 35% e 40% respectivamente[46] . No caso de GD, utilizou-se o modelo de aquisição do sistema à vista em todos os cenários. 

150. A tabela a seguir sumariza o impacto das ações em cada cenário para cada interessado: 

**Tabela 9: VPL dos modelos econômicos unitários de cada ação em cinco cenários** 

||**Lâmpada inc.**<br>**por flúor.**|<br>**Lâmpada**<br>**inc. por**<br>**_LED_**|**Lâmpada**<br>**flúor. por**<br>**_LED_**|**Geladeira**|**A.C.**<br>**residencial**|**Iluminação**<br>**pública**|**Lâmpada**<br>**comercial**|**A.C.**<br>**comercial**|**Sistema**<br>**solar**<br>**residencial**|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
||||**VPL(R$) do Sistema Interligado Nacional**|||||||
|**Conservador**|R$470|R$553|R$ 83|R$ 2.076|R$6.349|R$18.064|R$117|R$ 17.136|R$ 17.667|
|**Conservador/**<br>**Moderado**|R$510|R$601|R$ 91|R$ 2.255|R$6.897|R$19.622|R$127|R$ 18.615|R$ 19.191|
|**Moderado**|R$551|R$649|R$ 98|R$2.434|R$7.445|R$21.180|R$137|R$20.093|R$20.715|
|**Moderado/**<br>**Agressivo**|R$591|R$696|R$105|R$ 2.613|R$7.992|R$22.739|R$147|R$ 21.571|R$ 22.239|
|**Agressivo**|R$631|R$744|R$112|R$2.792|R$8.540|R$24.297|R$158|R$23.049|R$23.763|
||||**VPL(R$) do Empreendedor(ARC)**|||||||
|**Conservador**|R$ 90|R$ 107|R$ 5,49|R$ 125|R$ 771|R$3.591|R$ 22|R$ 3.960|R$ 3.287|
|**Conservador/**<br>**Moderado**|R$ 74|R$ 88|R$ 3,17|R$ 25|R$ 508|R$2.794|R$ 15|R$3.868|R$ 2.034|
|**Moderado**|R$ 58|R$ 69|R$ 0,82|-R$ 81|R$ 241|R$1.987|R$ 8,23|R$ 1.771|R$ 733|
|**Moderado/**<br>**Agressivo**|R$ 41|R$ 50|-R$ 1,60|-R$ 208|-R$ 32|R$1.180|R$ 1,39|R$ 629|-R$ 639|
|**Agressivo**|R$ 25|R$ 31|-R$ 4,46|-R$ 352|-R$ 330|R$361|-R$ 5,45|-R$ 513|-R$ 2.322|
||||**VPL (R$) do Consumidor local**|||||||
|**Conservador**|R$20,24|R$119,97|R$ 92,57|R$ 2.013|R$4.755|R$ 17.047|R$ 118|R$ 11.704|R$ 9.493|
|**Conservador/**<br>**Moderado**|R$20,54|R$120,27|R$ 92,87|R$ 2.054|R$4.813|R$ 17.047|R$ 119|R$ 11.998|R$ 10.432|
|**Moderado**|R$20,83|R$120,57|R$ 93,17|R$ 2.097|R$4.871|R$ 17.047|R$ 120|R$ 12.292|R$11.370|
|**Moderado/**<br>**Agressivo**|R$21,13|R$120,87|R$ 93,47|R$ 2.138|R$4.929|R$ 17.047|R$ 121|R$ 12.586|R$ 12.308|
|**Agressivo**|R$21,42|R$121,17|R$ 93,77|R$ 2.180|R$4.986|R$ 17.047|R$ 122|R$ 12.879|R$ 13.247|
||||**VPL(R$) da Distribuidora local**|||||||
|**Conservador**|-R$ 15,73|-R$ 18,52|-R$ 3|-R$ 70|-R$ 212|-R$ 605|-R$ 3,92|-R$ 574|-R$ 592|
|**Conservador/**<br>**Moderado**|-R$ 15,73|-R$ 18,52|-R$ 3|-R$ 70|-R$ 212|-R$ 605|-R$ 3,92|-R$ 574|-R$ 592|
|**Moderado**|-R$ 15,73|-R$ 18,52|-R$ 3|-R$ 70|-R$ 212|-R$ 605|-R$ 3,92|-R$ 574|-R$ 592|
|**Moderado/**<br>**Agressivo**|-R$ 15,73|-R$ 18,52|-R$ 3|-R$ 70|-R$ 212|-R$ 605|-R$ 3,92|-R$ 574|-R$ 592|
|**Agressivo**|-R$ 15.73|-R$ 18,52|-R$ 3|-R$ 70|-R$ 212|-R$ 605|-R$ 3,92|-R$ 574|-R$ 592|

151. Por fim, a tabela a seguir revela os retornos agregados de residências e comércios de diferentes portes, dado que os portfólios são construídos a partir das premissas expostas na segunda linha: 

**Tabela 10: Retornos agregados de uma residência e um comércio típicos** 

||**Residência média**|**Comércio de pequeno porte**|
|---|---|---|
|**Composição**|5 Lâmpadas, 1 Geladeira e 1 Ar-Condicionado|30 Lâmpadas e 2 Ares-Condicionados|
||**VPL (R$) do Sistema Interligado Nacional**||
|**Conservador**|R$  8.842|R$ 37.788|
|**Conservador/Moderado**|R$ 9.605|R$41.048|
|**Moderado**|R$ 10.368|R$ 44.307|

> 46 Exceto Iluminação Pública, para qual todos cenários consideraram desconto de 100% ao município. 

## (Fl. 40 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

||**Residência média**|**Comércio de pequeno porte**|
|---|---|---|
|**Moderado/Agressivo**|R$ 11.130|R$ 47.567|
|**Agressivo**|R$ 11.893|R$ 50.827|
||**VPL (R$) do Empreendedor (ARC)**||
|**Conservador**|R$ 924|R$ 7.091|
|**Conservador/Moderado**|R$ 549|R$ 5.444|
|**Moderado**|R$ 164|R$ 3.789|
|**Moderado/Agressivo**|-R$ 248|R$ 2.040|
|**Agressivo**|-R$704|R$247|
||**VPL (R$) do Consumidor local**||
|**Conservador**|R$ 7.231|R$ 26.946|
|**Conservador/Moderado**|R$ 7.332|R$ 27.564|
|**Moderado**|R$ 7.433|R$ 28.182|
|**Moderado/Agressivo**|R$ 7.534|R$ 28.800|
|**Agressivo**|R$ 7.635|R$ 29.418|
||**VPL (R$) da Distribuidora local**||
|**Conservador**|-R$ 296|-R$ 1.265|
|**Conservador/Moderado**|-R$ 296|-R$ 1.265|
|**Moderado**|-R$ 296|-R$ 1.265|
|**Moderado/Agressivo**|-R$ 296|-R$ 1.265|
|**Agressivo**|-R$296|-R$1.265|

152. Essa análise ilustra que os benefícios ao sistema são inversamente proporcionais ao lance vencedor pelo ARC, porém há benefícios em todos os cenários, uma vez que o preço-teto do leilão é inferior à CCC (conforme antecipado anteriormente na descrição da Figura 17 e aprofundado posteriormente na seção sobre o preço-teto). Os benefícios ao consumidor, por seu turno, são inversamente proporcionais ao desconto ofertado pelo ARC na compra de equipamentos. A redução de mercado da distribuidora é a mesma em todos cenários, uma vez que o montante de energia evitado é mantido constante, partindo da premissa que o programa será implementado na íntegra em todos cenários. No caso do ARC, vale destacar que o caso agressivo simula um leilão altamente competitivo, no qual o retorno do ARC é próximo ao seu custo de capital, resultando em lucro econômico (VPL) próximo de zero. 

153. Em todos os casos, o estudo indica que o projeto geraria ganhos significativos para o sistema, o ARC e os consumidores locais. A exceção é a distribuidora – o próximo capítulo discutirá um tratamento regulatório específico para este caso. 

154. Por fim, cumpre destacar que esses estudos regulatórios visam promover a discussão com a sociedade no contexto de aprimorar o modelo de negócio do programa e as premissas de cálculos. Para efeitos do - leilão, cada empreendedor é responsável por sua própria análise econômico financeira, ressaltando que o empreendedor o faz por sua conta e risco. 

## **10.2. Tratamento regulatório do impacto do projeto na Distribuidora** 

155. No modelo regulatório vigente, o risco da variação de mercado é da distribuidora de energia elétrica. Isso significa que ela pode tanto ter ganhos quanto perdas econômicas na medida da (i) diferença entre o mercado do ano teste utilizado na revisão tarifária e o mercado efetivamente verificado, (ii) multiplicado pelo valor de sua TUSD Fio B, até a próxima revisão tarifária, quando a tarifa será recalculada à luz do mercado atualizado. 

156. A uma primeira vista, programas públicos de incentivo ao consumo eficiente fazem parte do risco de mercado da distribuidora. Do mesmo modo que, no sentido oposto, as distribuidoras se beneficiam de políticas públicas que fomentam o consumo de energia elétrica – subsídios ao Sistema Isolado, subsídios tarifários a diversas classes de consumidores (baixa renda, irrigantes...), benefícios fiscais à produtos eletrônicos (ex. isenção do IPI à linha branca), grandes eventos como Carnaval, Copa do Mundo, Jogos Olímpicos, entre outros. 

(Fl. 41 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

157. No mais, no caso específico de Roraima, não se espera que o piloto em tela reduza[47] o mercado da Companhia Energética de Roraima (CERR) - a previsão mais recente da EPE estima um crescimento de mercado de 5% (7,35 MW médios em 2019) ao ano para Roraima nos próximos cinco anos. Se essa premissa se verificar, mesmo que os 4 MW médios leiloados sejam efetivamente reduzidos, a distribuidora não chegaria a ter uma queda de mercado – apenas passaria a crescer um percentual menor ao ano (ao invés da previsão de 5%). 

158. Por outro lado, é importante levar em consideração a situação peculiar da distribuidora local, que não possui contrato de concessão e atua por meio de instrumento precário de designação. Além disso, conforme divulgado pelo Ministério de Minas e Energia, há a previsão de sua privatização nos próximos meses. O presente piloto deve ser prudente no sentido de não colocar em risco esse esforço, uma vez que o crescimento de mercado será uma variável relevante na precificação de potenciais compradores da empresa. Com isso em mente, estudou-se a possibilidade de neutralização do impacto do programa na distribuidora, que permanece, entretanto, com sua obrigação legal de realizar os gastos exigidos pelo Programa de Eficiência Energética (PEE). 

159. No caso específico do programa, devido à magnitude dos subsídios de CCC evitados de R$ 995/MWh, é possível acomodar a compensação à distribuidora no valor de sua TUSD Fio B (R$ 141/MWh) e, ainda assim, garantir um benefício de R$ 254/MWh ao sistema no pior caso possível (lance no preço-teto de R$ 600/MWh). 

160. Essa abordagem tem a vantagem de transformar a distribuidora de potencial opositora em potencial parceira. Se ela for remunerada pelo programa, é possível condicionar esses pagamentos a serviços por parte da distribuidora, passando do conceito de compensação para remuneração por serviços prestados. Neste caso, identificamos em nosso estudo três serviços da distribuidora que poderiam contribuir significativamente para o sucesso do programa: 

a) apoio com a divulgação da iniciativa junto à sua base de consumidores, conforme diretrizes estabelecidas pela ANEEL; b)  emissão de relatórios mensais de faturamento, discriminando os grupos de controle e de tratamento formados por cada ARC, possibilitando os pagamentos ao ARC e a avaliação do programa pela ANEEL; 

c) conexão de geração distribuída em tempo hábil, inclusive inferior aos limites previstos pela Resolução Normativa nº 482/2012 da ANEEL[48] ; e 

d) inspeção semestral nas unidades consumidoras participantes do programa, atestando a inexistência de furto de energia. 

161. Desse modo, caso a distribuidora entregue esses serviços satisfatoriamente, ela receberia anualmente remuneração suficiente para compensar a perda desse mercado potencial. Desse valor, seria necessário descontar eventual duplicidade de compensação regulatória relativa a essa perda desse mercado, como será visto a seguir. 

162. Primeiramente, deve-se considerar o Fator X ex-post para a componente de produtividade (Pd), na qual toda variação de mercado local, seja maior ou menor que a média do setor, terá efeitos no cálculo do Fator X em cada reajuste. Tal mecanismo tem o efeito de minimizar a redução de produtividade decorrente do piloto. Para que a distribuidora não seja compensada em duplicidade (compensação pela redução de mercado potencial e Fator X expost, será necessário conferir um tratamento a este fator – seja no cálculo de um ou do outro. 

163. Em paralelo, a ANEEL está discutindo com a sociedade a possibilidade de implementação da tarifa binômia em baixa tensão. Nesse modelo tarifário, a distribuidora poderia receber uma fatia da receita fixa ou por 

> 47 Crescimento negativo. 

> 48 Estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica, e dá outras providências. 

## (Fl. 42 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

demanda, sendo menos impactada pela redução de consumo. Nesse caso, sua compensação relativa a esse projeto deveria ser reduzida proporcionalmente. 

164. Cumpre destacar que essa solução é específica para o projeto piloto em Roraima, não significando que será adotada em futuros projetos caso o modelo seja escalado a nível nacional. Por fim, lembre-se que a possibilidade de redefinir o modelo de negócio da distribuidora para incentivá-la em relação à eficiência energética será discutida em Consulta Pública específica (item 31 da Agenda Regulatória, prevista ainda para este semestre). 

## **10.3. Impacto esperado pelo projeto nos principais stakeholders** 

165. Com base na análise de viabilidade exposta anteriormente, ajustada pela proposta de neutralidade da distribuidora exposta na seção anterior, estimamos os resultados de VPL agregados, caso o lote de 4 MW médios fosse alcançado por apenas uma das iniciativas, para cada _stakeholder_ : 

**Tabela 11: Impacto agregado do programa em cada stakeholders em diferentes cenários** 

||**Lâmpada**<br>**inc. por**<br>**fluor.**|**Lâmpada**<br>**inc. por****_LED_**|**Lâmpada**<br>**fluor. por**<br>**_LED_**|**Geladeira**|**A.C.**<br>**residencial**|**Iluminação**<br>**pública**|**Lâmpada**<br>**comercial**|**A.C.**<br>**comercial**|**Sistema**<br>**solar**<br>**residencial**|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
||||**VPL (R$) do Sistema Interligado Nacional**|||||||
|**Conservador**|R$ 168.854.703|R$ 168.854.703|R$ 168.854.703|R$ 168.854.703|R$ 168.854.703|R$ 168.854.703|R$ 168.854.703|R$ 168.854.703|R$ 168.854.703|
|**Conservador/**<br>**Moderado**|R$ 184.226.729|R$ 184.226.729|R$ 184.226.729|R$ 184.226.729|R$ 184.226.729|R$ 184.226.729|R$ 184.226.729|R$ 184.226.729|R$ 184.226.729|
|**Moderado**|R$ 199.598.755|R$ 199.598.755|R$ 199.598.755|R$ 199.598.755|R$ 199.598.755|R$ 199.598.755|R$ 199.598.755|R$ 199.598.755|R$ 199.598.755|
|**Moderado/**<br>**Agressivo**|R$ 214.970.781|R$ 214.970.781|R$ 214.970.781|R$ 214.970.781|R$ 214.970.781|R$ 214.970.781|R$ 214.970.781|R$ 214.970.781|R$ 214.970.781|
|**Agressivo**|R$ 230.342.807|R$ 230.342.807|R$ 230.342.807|R$ 230.342.807|R$ 230.342.807|R$ 230.342.807|R$ 230.342.807|R$ 230.342.807|R$ 230.342.807|
||||**VPL (R$) do Empreendedor (ARC)**|||||||
|**Conservador**|R$ 34.257.176|R$ 36.077.083|R$ 11.708.797|R$ 10.765.541|R$ 21.631.806|R$ 35.420.627|R$ 27.084.658|R$ 34.090.089|R$ 33.156.716|
|**Conservador/**<br>**Moderado**|R$ 28.058.313|R$ 29.475.249|R$ 6.759.282|R$ 2.173.335|R$ 14.266.634|R$ 27.564.990|R$ 19.827.088|R$ 26.269.807|R$ 20.518.046|
|**Moderado**|R$ 21.859.449|R$ 22.873.416|R$ 1.759.649|-R$ 6.973.816|R$ 6.771.927|R$ 19.603.251|R$ 12.517.810|R$ 18.418.872|R$ 7.395.876|
|**Moderado/**<br>**Agressivo**|R$ 15.660.585|R$ 16.271.582|-R$ 3.410.933|-R$ 17.849.336|-R$ 896.615|R$ 11.641.512|R$ 5.108.000|R$ 10.082.532|-R$ 6.440.799|
|**Agressivo**|R$ 9.461.721|R$ 9.669.749|-R$ 9.523.824|-R$ 30.235.659|-R$ 9.252.411|R$ 3.559.897|-R$ 2.545.011|R$ 1.543.506|-R$ 23.418.112|
|||||**VPL (R$) do Consumidor local**||||||
|**Conservador**|R$ 7.681.211|R$ 38.653.447|R$ 197.599.654|R$ 172.831.700|R$ 133.467.277|R$ 168.169.327|R$ 179.394.381|R$ 121.706.923|R$ 95.751.222|
|**Conservador/**<br>**Moderado**|R$ 7.793.154|R$ 38.749.942|R$ 198.238.938|R$ 176.416.234|R$ 135.087.254|R$ 168.169.327|R$ 180.915.214|R$ 124.763.149|R$ 105.218.762|

(Fl. 43 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

|**Moderado**|R$ 7.905.097|R$ 38.846.438|R$ 198.878.222|R$ 180.000.786|R$ 136.707.231|R$ 168.169.327|R$ 182.436.047|R$ 127.819.374|R$ 114.683.302|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|**Moderado/**<br>**Agressivo**|R$ 8.017.039|R$ 38.942.934|R$ 199.517.505|R$ 183.585.302|R$ 138.327.208|R$ 168.169.327|R$ 183.956.881|R$ 130.875.599|R$ 124.147.843|
|**Agressivo**|R$ 8.128.982|R$ 39.039.429|R$ 200.156.789|R$ 187.169.836|R$ 139.947.185|R$ 168.169.327|R$ 185.477.714|R$ 133.931.824|R$ 133.612.383|
|||||**VPL (R$) da Distribuidora Local**||||||
|**Conservador**|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|
|**Conservador/**<br>**Moderado**|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|
|**Moderado**|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|
|**Moderado/**<br>**Agressivo**|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|
|**Agressivo**|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|R$ 0|

## **10.4. Preço-Teto do Leilão** 

166. Com base no gráfico do custo marginal de geração em Roraima, se o lance do ARC fosse superior ao subsídio marginal da CCC para Roraima (R$ 994/MWh), o programa estará de fato aumentando o valor do subsídio à região, apenas trocando o “bolso” – da CCC para a conta de PEE.Se o leilão fosse vencido por um valor de R$ 1,100, por exemplo, apesar de inferior ao custo marginal de geração, implicaria em um aumento do subsídio à Roraima por MWh – dos atuais R$ 994/MWh para R$ 1,100/MWh. Tal situação é incompatível com um dos objetivos centrais do programa – contribuir com a autossustentabilidade da região e respeitar as fontes de financiamento do programa[49] . 

167. Mais além, tendo em vista que o programa será financiado por recursos de consumidores de outras áreas de concessão, entende-se que o programa deve necessariamente trazer um benefício a eles. Propõe-se, portanto, que economizem ao menos 25% do subsídio atual, ou seja, R$ 249/MWh. Desse valor, é necessário descontar a remuneração à distribuidora local, no valor de R$ 141/MWh (sua TUSD fio B, conforme discutido no capítulo anterior). 

168. Desse modo, propõe-se que o preço máximo de contratação do ARC para o serviço de redução de consumo seja dado pela seguinte fórmula: R$ 995/MWh (subsídio marginal de CCC) – R$ 249/MWh (economia mínima do sistema) – R$ 141/MWh = R$ 605/MWh. Por simplicidade, propõe-se o arredondamento para R$ 600/MWh. 

169. Vale destacar que esse valor é bastante atrativo, quando comparado tanto com o custo médio da energia evitada em projetos do PEE na Região Norte (LCOE) de R$ 202/MWh quanto com as modelagens sob a perspectiva do empreendedor (ambos discutidos em capítulos anteriores). 

## **11. Mapeamento de Riscos para o ARC** 

170. O modelo de negócios vislumbrado leva a um _project finance_ do tipo _DBFOM (Design-Build-FinanceOperate-Maintain)_ , do inglês, Desenho-Construção-Financiamento-Operação-Manutenção. O estudo inicial identificou oito riscos principais. 

> 49 O programa será financiado por recursos provenientes do PEE e outras áreas de concessão, proporcionando um retorno ao investimento daqueles consumidores – a redução de subsídios pagos via CCC ao longo dos anos subsequentes, conforme discutido anteriormente. 

(Fl. 44 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

171. Primeiramente, o risco de financiamento, por se tratar de um modelo de negócios incipiente, no qual o ARC (i) realizará seus desembolsos por sua conta e risco, em larga medida no momento inicial; (ii) sem manter a propriedade dos ativos para oferecer em garantia (em diversas ações); e (iii) sua remuneração será diluída ao longo de cinco anos. 

172. Em segundo lugar, o risco político, em vista da rede de relações entre o ARC e a prefeitura, o governo do Estado, a distribuidora local (enquanto não é privatizada), e, eventualmente, a própria ANEEL. 

173. O risco comercial, de o ARC não conseguir alcançar, ao custo estimado, o quantitativo de clientes necessário para honrar o montante que ofertou no leilão. 

174. O risco operacional, envolvendo a logística dos equipamentos, a inteligência analítica ao longo do projeto e o “pós-venda” com os consumidores. 

175. O risco ambiental, relacionado principalmente ao descarte dos equipamentos substituídos conforme legislação sobre logística reversa. 

176. O risco de performance está relacionado tanto de a tecnologia empregada pelo ARC não gerar as economias esperadas quanto com os hábitos do consumidor - a possibilidade de o consumidor reduzir o seu consumo em grau menor que o estimado pela ação de eficiência energética ou mesmo aumentar o seu consumo devido a outros fatores (aumento da produção, renda, número de moradores na residência, aquisição de novos equipamentos eletroeletrônicos, etc). Conforme explicado anteriormente, o método de medição e verificação variará de acordo com a ação de eficiência energética, assim como os riscos de comportamento do consumidor e da própria medição. O método mais simplificado (e menos arriscado) para o ARC é a simulação, aplicável à iluminação pública, na qual a mera substituição das lâmpadas já assegura ao ARC os benefícios por cinco anos. No caso de consumidores comerciais de grande porte, industriais e poder público, aplica-se o método “B” do protocolo internacional, congelando a linha de base para efeitos de remuneração do leilão. Se, por um lado, o consumo real pode crescer, reduzindo os benefícios do ARC ao longo dos 5 anos, por outro lado, com clientes comerciais e industriais esse ponto pode ser contratado bilateralmente. Além disso, o ARC possui duas fontes de receita – tanto a remuneração do leilão quanto daqueles clientes. Em relação às unidades consumidoras em massa, ou seja, residenciais e comerciais de pequeno porte, o ARC poderá mitigar o risco da volatilidade por meio de um portfólio pulverizado e diversificado. 

177. O risco de medição e verificação é relativo à possibilidade de o ARC não conseguir comprovar a redução de consumo que efetivamente propiciou. 

178. Por fim, o risco de crédito, ou seja, de o ARC não receber os pagamentos mensais pelo seu serviço. 

179. Para esses riscos, os estudos iniciais apontaram os seguintes mitigadores: 

(Fl. 45 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **Tabela 12: Riscos e possíveis mitigadores** 

|**Risco**||**Possíveis Mitigadores**|
|---|---|---|
|Financiamento|•|Engajamento da ANEEL com bancos privados e de desenvolvimento desde o momento atual, visando|
|||desenhar o programa com menores riscos e eventualmente criar linhas de crédito específicas para o leilão|
||•|Sessão presencial na ANEEL envolvendo os diversos atores que podem se interessar pelo programa,|
|||favorecendo joint-ventures que facilitem acesso ao crédito (por exemplo, indústrias com ativos físicos)|
||•|Remuneração proveniente de um_pool_de distribuidoras idôneas, tornando o risco de crédito do ARC|
|||próximo a zero|
|Político|•|Engajamento da ANEEL com os governos do Estado de Roraima e o município de Boa Vista|
||•|Sinais de vontade política do Governo do Estado em relação a energias renováveis, declarada|
|||recentemente em vista do risco de suprimento energético no Estado|
||•|Sinais de vontade política do Município de Boa Vista, demonstrada em investimentos recentes em geração|
|||solar, armazenamento por meio de baterias e eficientização de iluminação pública|
|Comercial|•|O ARC tem a possibilidade de celebrar pré-contratos com consumidores previamente ao seu lance no leilão|
||•|A modelagem financeira da ANEEL indica que o elevado preço-teto do leilão dá margem aos ARCs para|
|||oferecer descontos agressivos em diversos equipamentos, facilitando sua penetração no mercado|
|Operacional|•|Prazo de 6 meses para implantação do projeto, permitindo estudos aprofundados da realidade local|
||•|Interações desde o início desta CP com os governos municipal e estadual|
|Ambiental|•|Engajamento da ANEEL com fornecedores ambientais de logística reversa, desde o início desse processo|
|Performance|•|O ARC, enquanto agregador, tem a faculdade de disciplinar o tema por meio de contratos bilaterais com|
|||seus consumidores e de precificar esse risco no valor do seu lance no leilão;|
||•|Caso opte por consumidores residenciais e/ou comerciais de pequeno porte, o ARC agregaria milhares de|
|||unidades consumidoras, que, no agregado, apresentam volatilidade reduzida|
|Crédito|•|Recursos provenientes de um_pool_de distribuidoras idôneas, tornando o risco de crédito do ARC próximo|
|||a zero|
||•|Multa de mora proposta à contratante no patamar de 5% (teto legal)|
|Medição e|•|Metodologia simples, barata e confiável|
|Verificação|||

180. Nessa Consulta Pública, busca-se aprofundar na análise, avaliando a probabilidade e a magnitude de cada um desses riscos, em que grau os mitigadores propostos contribuem e quais outros mitigadores poderiam ser incorporados ao desenho do edital do leilão, no contrato de redução de consumo e no ato de outorga do ARC. 

## **12. Engajamento com Stakeholders** 

181. Tendo em vista que se trata de uma iniciativa pioneira, é importante tomar ações no sentido de formação de mercado ( _market building)_ . A partir dos estudos aqui apresentados, obtém-se a conclusão de que diversos atores podem se interessar em atuar como ARC, isoladamente ou em parceria, tais como: (i) _ESCOs_ , (ii) Instaladores de painel solar; (iii) grandes consumidores locais, (iv) varejistas locais, (v) fornecedores de equipamentos eletroeletrônicos; (vi) prestadores de serviços ambientais; (vii) outras indústrias de rede (e.g. telecomunicações), (viii) entidades especializadas em mudança de comportamento; entre outros. Considerando que diversos desses agentes ainda não têm um relacionamento próximo com a ANEEL, entende-se que seja importante providenciar uma aproximação institucional. 

182. Também se identificou que o acesso a crédito será uma variável relevante para o sucesso do programa, uma vez que o fluxo de caixa do ARC terá custos no momento inicial, que serão remunerados ao longo de cinco anos. Por esse motivo, uma aproximação institucional com bancos de desenvolvimento e privados também se faz necessária. 

(Fl. 46 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

183. Por fim, entende-se que a discussão com entidades acadêmicas e organismos multilaterais é importante para aprofundar os conceitos que subsidiam essa análise além de conhecer com maior profundidade a experiência de leilões de eficiência energética em outros países. 

184. Diante do exposto, propõe-se a organização de uma série de Workshops na ANEEL, durante o período da Consulta Pública (03 de maio a 16 de junho), para fins de aproximação da ANEEL com esses agentes. Nesse período, será organizada uma sessão pública em Brasília para que todos agentes possam compartilhar suas perspectivas com a ANEEL e com as demais partes interessadas na iniciativa. 

## **13. Cronograma de implementação do projeto** 

185. Propõe-se a instauração da Consulta Pública por 45 dias, a partir de 03 de maio de 2018, encerrandose em 16 de junho. Em seguida, propõe-se que a análise das contribuições seja realizada pela ANEEL em 45 dias, ou seja, de 18 de junho a 1º de agosto de 2018. Caso esta Consulta Pública confirme o desenvolvimento do leilão de eficiência energética como a opção regulatória a ser perseguida, propõe-se que seja instaurada Audiência Pública por 45 dias, de 2 de agosto a 15 de setembro, para discutir com a sociedade os documentos/normativos envolvidos (Edital do leilão, Contrato de Redução de Consumo no Ambiente Isolado, ato de outorga do ARC, chamada pública prioritária). Ato contínuo, propõe-se 45 dias de análise pela equipe da ANEEL, de 17 de setembro a 31 de outubro de 2018. Desse modo, o leilão do projeto piloto em Roraima seria realizado em dezembro do ano corrente. 

## **14. Conclusão** 

186. Diante do exposto, analisadas as alternativas regulatórias para os desafios atuais relacionadas à eficiência energética no Brasil, conclui-se pelo desenvolvimento do projeto piloto de leilão de eficiência energética em Roraima, de 4 MW médios anuais, por cinco anos, entre 2019 e 2024 como a opção mais promissora. A AIR ora discutida, com base em Análise de Custo Benefício (ACBf), indica que a proposta será benéfica aos consumidores locais, aos empreendedores que atuarão como Agentes Redutores de Consumo e ao Sistema Interligado Nacional e neutra à distribuidora local, desde que colabore com o programa. 

187. Em vista dos resultados entregues pelo piloto de Roraima, será possível avaliar a viabilidade de escalar o leilão país afora. Assim, no futuro, a eficiência energética poderia se transformar em um recurso energético incorporado ao planejamento energético, competindo em leilões com geradoras de energia elétrica. 

(Fl. 47 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **Apêndice “A” –Perguntas direcionadas para a Consulta Pública** 

- 1) O problema regulatório está bem definido? Há outros elementos a serem considerados? 

- 2) O mapeamento dos custos e benefícios de cada ator ou grupo afetado pelo problema está completo? Existem outros _stakeholders_ que não foram analisados? 

- 3) Existem outras alternativas para enfrentamento do problema regulatório além das apresentadas? 

- 4) A restrição do escopo do leilão à redução de consumo de energia elétrica está adequada ou deveria ser ampliado para envolver outros aspectos, como, por exemplo, redução de demanda na ponta? 

- 5) A ideia de pré-definir no Edital as metodologias de Medição e Verificação (M&V) para cada tipo de ação de eficiência energética está adequada? Há opções mais precisas com o mesmo grau de confiabilidade e simplicidade? 

- 6) Roraima é uma boa opção para a implementação do projeto piloto? Há outras áreas de concessão que seriam adequadas para a realização de um piloto? 

- 7) A estimativa do potencial de redução de consumo em Roraima está aderente? Há outras variáveis e fontes de dados que poderiam ser utilizadas para aprofundá-la/atualizá-la? 4 MWmed é um bom montante para o piloto? 

- 8) Os montantes mínimo e máximo por competidor no leilão estão adequados tanto para possibilitar a participação de atores locais quanto para atrair players de outras localidades? 

- 9) Em relação ao estudo do custo da energia evitada na Região Norte, a metodologia do LCOE está aderente? Há outras variáveis que deveriam ser incorporadas? Se sim, quais? 

- 10) O prazo de 6 meses para implantação das ações de eficientização é suficiente? Se não, por que e qual prazo seria mais adequado? 

- 11) A metodologia utilizada na  análise de custo benefício de cada ação de eficiência energética para cada _stakeholder_ (SIN, consumidor local, ARC e distribuidora) está adequada? Há outras variáveis que deveriam ser consideradas? Se sim, quais? 

- 12) Em relação às premissas utilizadas nos modelos, são realistas? Há premissas em específico que deveriam ser ajustadas? Se sim, informar o motive e a fonte do dado. 

- 13) O preço-teto proposto de R$ 600/MWh está suficiente para assegurar amplos benefícios à sociedade e possibilitar um leilão atrativo? 

- 14) O mapeamento de riscos do projeto na perspectiva do ARC está completo? Os mitigadores propostos são suficientes? Qual a intensidade de cada risco? Quantificar, sempre que possível. 

- 15) Em relação ao engajamento da ANEEL com as partes interessadas, há outros atores relevantes que poderiam ser agregados para enriquecer a discussão? Se sim, quais? 

- 16) Há outras considerações, dúvidas ou sugestões para o melhor andamento do projeto? 

(Fl. 48 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **Apêndice “B” – Análises de sensibilidade de cada ação de eficiência energética na perspectiva do ARC** 

_**Disclaimer:**_ Os estudos regulatórios aqui apresentados visam promover a discussão com a sociedade no contexto de aprimorar o modelo de negócio do programa e a qualidade da AIR. Para efeitos de participação no leilão, cada empreendedor é responsável - - por sua própria análise econômico financeira, fazendo o por sua conta e risco. 

## _Troca de Lâmpada Incandescente por Fluorescente_ 

## **TIR a luz de lance vs Desconto** 

|**TIR a luz de lance vs Desconto**|**TIR a luz de lance vs Desconto**|**TIR a luz de lance vs Desconto**|**TIR a luz de lance vs Desconto**|**TIR a luz de lance vs Desconto**|**TIR a luz de lance vs Desconto**|**TIR a luz de lance vs Desconto**|**TIR a luz de lance vs Desconto**|**TIR a luz de lance vs Desconto**|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|||**R$ 200**||**R$ 300**|**R$ 400**||**R$ 500**|**R$ 600**|
|**20%**||246%||535%|1057%||1969%|3516%|
|**25%**||234%||502%|978%||1800%|3178%|
|**30%**||222%||472%|908%||1652%|2887%|
|**35%**||212%||445%|846%||1523%|2634%|
|**40%**||203%||421%|791%||1409%|2413%|
||||||||||
|**TIR a luz de Custos de Venda, Instalação e Descarte vs. Custos Recorrentes**|||||||||
|||**R$ 6**||**R$ 7**|**R$ 8,32**||**R$ 9**|**R$ 10**|
|**10%**||||1929%|1278%||1069%||
|||2850%|||||||
|**15%**||||1603%|1079%||909%||
|||2331%|||||||
|**20%**||||1326%|908%||771%||
|||1897%|||||||
|**25%**||||1091%|761%||651%||
|||1536%|||||||
|**30%**||||894%|634%||547%||
|||1237%|||||||
||||**TIR a luz de Valor do Equipamento vs Duração do Programa**||||||
||**R$ 4**||**R$ 5**||**R$ 5,45**||**R$ 6**|**R$ 7**|
|**36**|<br>1372%||1021%||906%||792%|637%|
|**48**|<br>1373%||1023%||908%||794%|640%|
|**60**|<br>1373%||1023%||908%||794%|640%|
|**72**|<br>1373%||1023%||908%||794%|640%|
|**84**|<br>1373%||1023%||908%||794%|640%|
||||**TIR a luz de Consumo Diário (horas)**||||||
||**4**||**5**||**5,7**||**7**|**8**|
||412%||664%||908%||1571%|2337%|
||||**VPL a luz de Custo de Capital**||||||
||**10%**||**12%**||**15%**||**17%**|**20%**|
||R$ 63,87||R$ 61,23||R$ 57,61||R$ 55,38|R$ 52,31|

(Fl. 49 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## _Troca de Lâmpada Incandescente por LED_ 

**TIR a luz de lance vs desconto** 

|**TIR a luz de lance vs desconto**|**TIR a luz de lance vs desconto**|**TIR a luz de lance vs desconto**|**TIR a luz de lance vs desconto**|**TIR a luz de lance vs desconto**|**TIR a luz de lance vs desconto**|**TIR a luz de lance vs desconto**|
|---|---|---|---|---|---|---|
||**R$ 200**|**R$ 300**||**R$ 400**|**R$ 500**|**R$ 600**|
|**20%**|329%|774%||1648%|3290%|6248%|
|**25%**|311%|720%||1509%|2973%|5579%|
|**30%**|294%|672%||1389%|2701%|5009%|
|**35%**|280%|629%||1283%|2464%|4520%|
|**40%**|266%|591%||1189%|2258%|4098%|
||||||||
|||**TIR a luz de Custos de Venda, Instalação e Descarte vs Custos Recorrentes**|||||
||**R$ 6**|**R$ 7**|**R$ 8**||**R$ 9**|**R$ 10**|
|**10%**|4928%|3204%|2030%||1666%|1290%|
|**15%**|3945%|2608%|1683%||1392%|1089%|
|**20%**|3141%|2113%|1389%||1158%|916%|
|**25%**|2485%|1702%|1141%||959%|767%|
|**30%**|1954%|1363%|932%||791%|640%|
||||||||
||||||||
||**R$ 4**|**R$ 5**|**R$ 5,53**||**R$ 6**|**R$ 7**|
|**36**|<br>2253%|1623%|1388%||1221%|958%|
|**48**|<br>2253%|1624%|1389%||1222%|960%|
|**60**|<br>2253%|1624%|1389%||1222%|960%|
|**72**|<br>2253%|1624%|1389%||1222%|960%|
|**84**|<br>2253%|1624%|1389%||1222%|960%|
||||||||
||||||||
||**4**|**5**|**5,7**||**7**|**8**|
||578%|981%|1389%||2553%|3966%|
||||||||
|||**VPL**|||||
||**10%**|**12%**|**15%**||**17%**|**20%**|
||R$ 76,42|<br>R$ 73,32|<br>R$ 69,07||<br>R$ 66,46|<br>R$ 62,86|

||**4**|**5**|||**5,7**|**7**|**8**||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
||578%|981%|||1389%|2553%|3966%||
||||||||||
||||**VPL a luz de**||**Custo de Capital**||||
||**10%**|**12%**|||**15%**|**17%**|**20%**||
||R$|<br>R$|||R$|<br>R$|<br>R$||
||76,42|73,32|||69,07|66,46|62,86||

(Fl. 50 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## _Troca de Lâmpada Fluorescente por LED_ 

## **TIR a luz do Lance vs Desconto** 

|_Troca de Lâmpada Fluorescente por LED_|_Troca de Lâmpada Fluorescente por LED_|_Troca de Lâmpada Fluorescente por LED_|_Troca de Lâmpada Fluorescente por LED_|_Troca de Lâmpada Fluorescente por LED_|_Troca de Lâmpada Fluorescente por LED_|_Troca de Lâmpada Fluorescente por LED_|
|---|---|---|---|---|---|---|
|**TIR a luz do Lance vs Desconto**|||||||
||**R$ 200**|**R$ 300**||**R$ 400**|**R$ 500**|**R$ 600**|
|**20%**|-4%|10%||23%|37%|51%|
|**25%**|-5%|8%||21%|35%|49%|
|**30%**|-6%|7%||20%|33%|46%|
|**35%**|-7%|6%||18%|31%|44%|
|**40%**|-8%|5%||17%|29%|42%|
||||||||
|||**TIR a luz de Custos de Venda, Instalação e Descarte vs Custos Recorrentes**|||||
||**R$ 6**|**R$ 7**|**R$ 8,32**||**R$ 9**|**R$ 10**|
|**10%**|50%|40%|30%||26%|21%|
|**15%**|43%|34%|25%||21%|17%|
|**20%**|36%|28%|20%||17%|12%|
|**25%**|29%|22%|15%||12%|8%|
|**30%**|22%|16%|10%||7%|4%|
||||||||
||||||||
||**R$ 4**|**R$ 5**|**R$ 5,53**||**R$ 6**|**R$ 7**|
|**36**|<br>9%|3%|1%||-2%|-8%|
|**48**|<br>22%|15%|12%||10%|6%|
|**60**|<br>29%|23%|20%||17%|13%|
|**72**|<br>33%|27%|25%||22%|18%|
|**84**|<br>36%|30%|28%||25%|21%|
||||||||
||||||||
||**4**|**5**|**5,7 **||**7**|**8**|
||5%|14%|20%||31%|41%|
||||||||
|||**VPL**|||||
||**10%**|**12%**|**15%**||**17%**|**20%**|
||R$1,83|R$1,41|R$ 0,82||R$ 0,47|-R$ 0,03|

(Fl. 51 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## _Troca de Geladeira residencial_ 

## **TIR a luz do lance vs Desconto** 

|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
||**R$ 200**||**R$ 300**|**R$ 400**||**R$ 500**||**R$ 600**|
|**20%**|-12%||2%|12%||22%||33%|
|**25%**|-14%||-1%|9%||18%||28%|
|**30%**|-17%||-4%|6%||15%||24%|
|**35%**|-19%||-6%|3%||11%||19%|
|**40%**|-21%||-9%|1%||8%||16%|
||||||||||
|||**TIR a luz**|**de Custos de Venda, Instalação e Descarte vs. Custos Recorrentes**||||||
||**R$ 350**||**R$ 400**|**R$ 437,39**||**R$ 500**||**R$ 550**|
|**10%**|20%||14%|11%||6%||3%|
|**15%**|17%||11%|8%||4%||1%|
|**20%**|14%||9%|6%||2%||-1%|
|**25%**|10%||6%|3%||0%||-3%|
|**30%**|7%||3%|1%||-3%||-6%|
||||**luz de Valor do Equipamento e Duração do Programa (meses)**||||||
|||**TIR a**|||||||
||**R$ 400**||**R$ 500**|**R$ 604,99**||**R$ 700**||**R$ 800**|
|**36**|<br>6%||-7%|-18%||-26%||-32%|
|**48**|<br>19%||7%|-1%||-10%||-16%|
|**60**|<br>26%||14%|6%||0%||-6%|
|**72**|<br>31%||19%|11%||5%||1%|
|**84**|<br>33%||22%|14%||8%||4%|
||||**VPL**|**a luz do Custo de Capital**|||||
||||||||||
||**10%**||**12%**|**15%**||**17%**||**20%**|
|-|-R$ 40,90||-R$ 57,89|-R$ 81,23||-R$ 95,49||-R$ 115,18|

(Fl. 52 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## _AC residencial_ 

## **TIR a luz do Lance vs Desconto** 

|_AC residencial_|_AC residencial_|_AC residencial_|_AC residencial_|_AC residencial_|_AC residencial_|
|---|---|---|---|---|---|
|**TIR a luz do Lance vs Desconto**||||||
||**R$ 200**|**R$ 300**|**R$ 400**|**R$ 500**|**R$ 600**|
|**20%**|5%|23%|41%|61%|81%|
|**25%**|3%|19%|36%|54%|72%|
|**30%**|1%|16%|32%|48%|65%|
|**35%**|-1%|13%|28%|43%|59%|
|**40%**|-3%|11%|24%|39%|53%|
||**TIR a luz de Custos de Venda, Instalação e Descarte vs. Custos Recorrentes**|||||
||**R$ 550**|**R$ 600**|**R$ 636**|**R$ 700**|**R$ 750**|
|**10%**|49%|44%|41%|36%|32%|
|**15%**|44%|39%|36%|31%|28%|
|**20%**|39%|34%|32%|27%|24%|
|**25%**|34%|30%|27%|23%|20%|
|**30%**|29%|25%|23%|19%|16%|
|||||||
|||||||
||**R$ 850**|**R$ 900**|**R$ 996,88**|**R$ 1.050**|**R$ 1.100**|
|**36**|<br>25%|20%|11%|8%|5%|
|**48**|<br>38%|33%|24%|20%|17%|
|**60**|<br>45%|40%|32%|28%|25%|
|**72**|<br>49%|44%|36%|32%|29%|
|**84**|<br>51%|46%|39%|35%|32%|
|||**VPL**|**a luz de Custo de Capital**|||
||**10%**|**12%**|**15%**|**17%**|**20%**|
||R$ 342,33|R$ 299,85|R$ 241,28|R$ 205,33|R$ 155,51|

## (Fl. 53 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## _Iluminação Pública_ 

## **TIR a luz do lance Vencedor (desconto de 100% ao Município)** 

|**TIR a luz do lance Vencedor (desconto de 100% ao Município)**|**TIR a luz do lance Vencedor (desconto de 100% ao Município)**|**TIR a luz do lance Vencedor (desconto de 100% ao Município)**|**TIR a luz do lance Vencedor (desconto de 100% ao Município)**|**TIR a luz do lance Vencedor (desconto de 100% ao Município)**|**TIR a luz do lance Vencedor (desconto de 100% ao Município)**|**TIR a luz do lance Vencedor (desconto de 100% ao Município)**|
|---|---|---|---|---|---|---|
||**R$ 200**||**R$ 300**|**R$ 400**|**R$ 500**|**R$ 600**|
||28%||59%|93%|133%|177%|
||||||||
||||||||
||**R$ 800,00**||**R$ 1.000,00**|**R$ 1.350,32**|**R$ 1.500**|**R$ 1.800**|
|**36**|<br>163%||121%|75%|62%|44%|
|**48**|<br>173%||132%|88%|75%|57%|
|**60**|<br>176%||136%|93%|81%|63%|
|**72**|<br>177%||138%|95%|84%|67%|
|**84**|<br>178%||138%|97%|85%|68%|
||||||||
||||||||
||**10**||**11**|**12**|**13**|**14**|
||70%||81%|93%|106%|119%|
||||||||
||||||||
||**10%**||**12%**|**15%**|**17%**|**20%**|
||R$ 2.316,69||<br>R$ 2.178,11|<br>R$ 1.987,18|<br>R$ 1.870,05|<br>R$ 1.707,90|

(Fl. 54 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## _Lâmpada Comercial (Tubular Fluorescente)_ 

## **TIR a luz do lance vs Desconto** 

|_Lâmpada Comercial (Tubular Fluorescente)_|_Lâmpada Comercial (Tubular Fluorescente)_|_Lâmpada Comercial (Tubular Fluorescente)_|_Lâmpada Comercial (Tubular Fluorescente)_|_Lâmpada Comercial (Tubular Fluorescente)_|_Lâmpada Comercial (Tubular Fluorescente)_|_Lâmpada Comercial (Tubular Fluorescente)_||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
|**TIR a luz do lance vs Desconto**||||||||
||**R$ 200**||**R$ 300**|**R$ 400**|**R$ 500**|**R$ 600**||
|**20%**|24%||53%|84%|120%|||
|**25%**|19%||45%|72%|102%|137%||
|**30%**|14%||37%|62%|88%|118%||
|**35%**|11%||32%|54%|77%|103%||
|**40%**|8%||27%|47%|68%|91%||
||**TIR a luz de Custos de Venda, Instalação e Descarte vs Custos Recorrentes**|||||||
||**R$ 6**||**R$ 7**|**R$ 8,32**|**R$ 9**|**R$ 10**||
|**10%**|112%||94%|76%|69%|||
|**15%**|101%||85%|69%|62%|||
|**20%**|91%||76%|62%|56%|||
|**25%**|81%||68%|55%|50%|||
|**30%**|71%||60%|48%|43%|||
||||**TIR a luz de Valor do Equipamento vs Duração do Programa (meses)**|||||
|||||||||
||**R$ 12**||**R$ 14**|**R$ 16,04**|**R$ 18**|||
|**36**|<br>104%||68%|42%|27%|||
|**48**|<br>115%||80%|55%|40%|||
|**60**|<br>120%||86%|62%|47%|||
|**72**|<br>122%||89%|65%|51%|||
|**84**|<br>123%||90%|67%|53%|||
||||**TIR a luz de Consumo Diário (horas)**|||||
|||||||||
||**6**||**7**|**8**|**9**|||
||37%||50%|62%|75%|||
||||**VPL**|**a luz de Custo de Capital**||||
|||||||||
||**10%**||**12%**|**15%**|**17%**|||
||R$ 9,96||R$ 9,23|R$ 8,23|R$ 7,62|R$ 6,76||

(Fl. 55 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## _Troca de Ar Condicionado Comercial_ 

## **TIR a luz do lance vs Desconto** 

|_Troca de Ar Condicionado Comercial_|_Troca de Ar Condicionado Comercial_|_Troca de Ar Condicionado Comercial_|_Troca de Ar Condicionado Comercial_|_Troca de Ar Condicionado Comercial_|_Troca de Ar Condicionado Comercial_|_Troca de Ar Condicionado Comercial_|
|---|---|---|---|---|---|---|
|**TIR a luz do lance vs Desconto**|||||||
||**R$ 200**|**R$ 300**||**R$ 400**|**R$ 500**|**R$ 600**|
|**20%**|234%|503%||980%|1807%|3192%|
|**25%**|102%|195%||321%|500%|751%|
|**30%**|59%|113%||179%|259%|362%|
|**35%**|35%|70%||112%|159%|213%|
|**40%**|21%|48%||77%|110%|148%|
||||||||
||**TIR a luz de Custos de Venda, Instalação e Descarte vs. Custos Recorrentes**||||||
||**R$ 600**|**R$ 650**|**R$ 636**||**R$ 700**|**R$ 750**|
|**10%**|268%|239%|221%||196%|179%|
|**15%**|240%|215%|199%||177%|162%|
|**20%**|214%|192%|179%||159%|146%|
|**25%**|190%|171%|159%||142%|130%|
|**30%**|168%|151%|141%||125%|114%|
||||||||
||||||||
||**R$ 3.500**|**R$ 4.000**|**R$ 4.139,10**||**R$ 4.500**|**R$ 5.000**|
|**36**|<br>1723%|221%|166%||82%|37%|
|**48**|<br>1724%|229%|176%||95%|50%|
|**60**|<br>1724%|232%|179%||100%|57%|
|**72**|<br>1724%|232%|180%||102%|60%|
|**84**|<br>1724%|233%|180%||103%|62%|
||||||||
|||**VPL**|||||
||**10%**|**12%**|**15%**||**17%**|**20%**|
||R$2.005,76|R$1.907,08|R$1.771,24||R$1.687,97|R$1.572,76|

(Fl. 56 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) _Geração Solar em uma Casa Média_ 

## **TIR do ARC a luz do desconto vs lance** 

|**TIR do ARC a luz do desconto vs lance**|**TIR do ARC a luz do desconto vs lance**|**TIR do ARC a luz do desconto vs lance**|**TIR do ARC a luz do desconto vs lance**|**TIR do ARC a luz do desconto vs lance**|**TIR do ARC a luz do desconto vs lance**|**TIR do ARC a luz do desconto vs lance**|**TIR do ARC a luz do desconto vs lance**|**TIR do ARC a luz do desconto vs lance**|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
||**R$ 200**|**R$ 300**||**R$ 400**||**R$ 500**||**R$ 600**|
|**25%**|21%|46%||73%||105%||141%|
|**30%**|5%|17%||32%||48%||65%|
|**35%**|-1%-|6%||15%||26%||38%|
|**40%**|-4%-|1%||7%||14%||23%|
||**TIR do Empreendedor a Luz de Custos de Venda e Instalação vs. Custos Recorrentes**||||||||
||**R$ 1.000**|**R$ 1.500**||**R$ 1.680**||**R$ 2.000**||**R$ 2.500**|
|**10%**|253%|58%||41%||24%||10%|
|**15%**|227%|52%||37%||21%||8%|
|**20%**|202%|46%||32%||17%||6%|
|**25%**|180%|41%||28%||14%||4%|
|**30%**|159%|35%||23%||12%||3%|
||||||||||
||**TIR do Empreendedor a Luz do Preço de Venda e Duração do Programa (meses)**||||||||
||**R$ 6.000**|**R$ 7.000**||**R$ 8.000**||**R$ 9.000**||**10.000**|
|**36**|34%|22%||14%||9%||6%|
|**48**|47%|34%||25%||18%||14%|
|**60**|54%|41%||32%||25%||20%|
|**72**|54%|41%||32%||25%||20%|
|**84**|53%|41%||31%||24%||19%|
||||||||||
|||**VPL do Empreendedor a Luz do Custo de**||||**Capital**|||
||**10%**|**12%**||**15%**||**17%**||**20%**|
||R$ 1.068|<br>R$ 924||R$ 733||<br>R$620||R$ 468|

|||**VPL do Empreendedor a Luz do Custo de Capital**|**VPL do Empreendedor a Luz do Custo de Capital**|**VPL do Empreendedor a Luz do Custo de Capital**||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
||**10%**|**12%**|**15%**||**17%**|**20%**||
||R$||R$|||R$||
||1.068|R$ 924|733||R$620|468||

## (Fl. 57 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

_Geração Solar em um Comércio Típico_ 

## **TIR a luz do lance vs Desconto** 

|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|
|---|---|---|---|---|---|---|
||**R$ 200**|**R$ 300**||**R$ 400**|**R$ 500**|**R$ 600**|
|**20%**|111%|212%||352%<br>555%||845%|
|**25%**|21%|46%||73%<br>105%||141%|
|**30%**|5%|17%||32%<br>48%||65%|
|**35%**|-1%|6%||15%<br>26%||38%|
|**40%**|-4%|1%||7%<br>14%||23%|
||||||||
|||**TIR a luz**|**de Custos de Venda Instalação vs. Custo do Sistema**||||
||**R$**<br>**1.000**|<br>**R$**<br>**1.500**||<br>**R$**<br>**1.680**|<br>**R$**<br>**2.000**|<br>**R$**<br>**2.500**|
|**R$**<br>**6.000**|<br> <br>106%|33%||23%|12%|3%|
|**R$**<br>**7.000**|<br> <br>142%|39%||27%|15%|5%|
|**R$**<br>**8.000**|<br> <br>202%|46%||32%|17%|6%|
|**R$**<br>**9.000**|<br> <br>336%|55%||38%|20%|8%|
|**R$**<br>**10.000**|<br>638%|67%||45%|24%|9%|
||||**Valor do Equipamento vs Duração do Programa (meses)**||||
|||**TIR a luz de**|||||
||**R$**<br>**6.000**|<br>**R$**<br>**7.000**||<br>**R$**<br>**8.000**|<br>**R$**<br>**9.000**|<br>**R$**<br>**10.000**|
|**36**|<br>34%|22%||14%|9%|6%|
|**48**|<br>47%|34%||25%|18%|14%|
|**60**|<br>54%|41%||32%|25%|20%|
|**72**|<br>54%|41%||32%|25%|20%|
|**84**|<br>53%|41%||31%|24%|19%|
||||**VPL a**|**luz de Custo de Capital**|||
||||||||
||**10%**|**12%**||**15%**|**17%**|**20%**|
||R$ 4.999|<br>R$ 4.324||<br>R$ 3.432|<br>R$ 2.903|<br>R$ 2.190|

|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|**TIR a luz do lance vs Desconto**|
|---|---|---|---|---|---|---|
||**R$ 200**|**R$ 300**||**R$ 400**|**R$ 500**|**R$ 600**|
|**20%**|111%|212%||352%<br>555%||845%|
|**25%**|21%|46%||73%<br>105%||141%|
|**30%**|5%|17%||32%<br>48%||65%|
|**35%**|-1%|6%||15%<br>26%||38%|
|**40%**|-4%|1%||7%<br>14%||23%|
||||||||
|||**TIR a luz**|**de Custos de Venda Instalação vs. Custo do Sistema**||||
||**R$**<br>**1.000**|<br>**R$**<br>**1.500**||<br>**R$**<br>**1.680**|<br>**R$**<br>**2.000**|<br>**R$**<br>**2.500**|
|**R$**<br>**6.000**|<br> <br>106%|33%||23%|12%|3%|
|**R$**<br>**7.000**|<br> <br>142%|39%||27%|15%|5%|
|**R$**<br>**8.000**|<br> <br>202%|46%||32%|17%|6%|
|**R$**<br>**9.000**|<br> <br>336%|55%||38%|20%|8%|
|**R$**<br>**10.000**|<br>638%|67%||45%|24%|9%|
||||**Valor do Equipamento vs Duração do Programa (meses)**||||
|||**TIR a luz de**|||||
||**R$**<br>**6.000**|<br>**R$**<br>**7.000**||<br>**R$**<br>**8.000**|<br>**R$**<br>**9.000**|<br>**R$**<br>**10.000**|
|**36**|<br>34%|22%||14%|9%|6%|
|**48**|<br>47%|34%||25%|18%|14%|
|**60**|<br>54%|41%||32%|25%|20%|
|**72**|<br>54%|41%||32%|25%|20%|
|**84**|<br>53%|41%||31%|24%|19%|
||||**VPL a**|**luz de Custo de Capital**|||
||||||||
||**10%**|**12%**||**15%**|**17%**|**20%**|
||R$ 4.999|<br>R$ 4.324||<br>R$ 3.432|<br>R$ 2.903|<br>R$ 2.190|

(Fl. 58 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **Apêndice “C” – Analises de sensibilidade relativas ao potencial de eficiência energética em Roraima** 

## **Setor Residencial** 

|**Apêndice“C” – Analises de sensibilidade relativas ao potencial de eficiência energética em Roraima**|**Apêndice“C” – Analises de sensibilidade relativas ao potencial de eficiência energética em Roraima**|**Apêndice“C” – Analises de sensibilidade relativas ao potencial de eficiência energética em Roraima**|**Apêndice“C” – Analises de sensibilidade relativas ao potencial de eficiência energética em Roraima**|
|---|---|---|---|
|**Setor Residencial**||||
||**Quantidade de**<br>**UCs atendidas**<br>**Quantidade de**<br>**Ucs atendidas**<br>**(%)**<br>**Lâmpadas**<br>**(MWmed)**<br>**Lâmpadas +**<br>**Geladeiras**<br>**(MWmed)**<br>**Lâmpadas +**<br>**Geladeiras + 1**<br>**Ar-Condicionado**<br>**(MWmed)**<br>**Lâmpadas +**<br>**Geladeiras + 2**<br>**Ar-Condicionado**<br>**(MWmed)**<br>**Lâmpadas +**<br>**Geladeiras + 3**<br>**Ar-Condicionado**<br>**(MWmed)**|||
||2.377|2%|0,02<br>0,14<br>0,30<br>0,46<br>0,61|
||5.942|5%|0,05<br>0,36<br>0,75<br>1,14<br>1,53|
||11.883|10%|0,10<br>0,72<br>1,50<br>2,28<br>3,06|
||17.825|15%|0,15<br>1,08<br>2,25<br>3,42<br>4,59|
||23.766|20%|0,20<br>1,43<br>3,00<br>4,56<br>6,12|
||**Setor Comercial**|||

||**Quantidade de UCs atendidas**<br>**Quantidade de UCs atendidas (%)**<br>**Lâmpadas (MWmed)**<br>**Lâmpadas + Ar condicionado**<br>**(MWmed)**|**Quantidade de UCs atendidas**<br>**Quantidade de UCs atendidas (%)**<br>**Lâmpadas (MWmed)**<br>**Lâmpadas + Ar condicionado**<br>**(MWmed)**|**Quantidade de UCs atendidas**<br>**Quantidade de UCs atendidas (%)**<br>**Lâmpadas (MWmed)**<br>**Lâmpadas + Ar condicionado**<br>**(MWmed)**|
|---|---|---|---|
||118|1%|0,15<br>0,26|
||235|2%|0,29<br>0,51|
||588|5%|0,73<br>1,28|
|**Iluminação Pública**||||

## **Iluminação Pública** 

|**Quantidade de Pontos de IP substituídos**|**Quantidade de Ucs atendidas (%)u**<br>**MWmediau**|**Quantidade de Ucs atendidas (%)u**<br>**MWmediau**|
|---|---|---|
|616|5%|0,13|
|1.232|10%|0,25|
|2.464|20%|0,51|
|3.696|30%|0,76|
|6.160|50%|1,27|
|7.392|60%|1,52|
|8.624|70%|1,78|

## **Geração Fotovoltaica Residencial** 

|**Quantidade de Ucs atendidas**|**Quantidade de Ucs atendidas (%)**|**MWmed**|
|---|---|---|
|238|0,20%<br>0,09||
|356|0,30%<br>0,14||
|594|0,50%<br>0,24||
|891|0,75%<br>0,35||
|1.188|1,00%<br>0,47||
|1.782|1,50%<br>0,71||
|2.377|2,00%<br>0,94||

(Fl. 59 do Apêndice da Nota Técnica n° 0158/2018-SPE-SRM/ANEEL, de 05/06/2018) 

## **Setor Público** 

||**Quantidade de UCs atendidas**<br>**aasd**|**Quantidade de UCs atendidas**<br>**aasd**|**Quantidade de UCs atendidas**<br>**aasd**|**Quantidade de UCs atendidas (%)**<br>**asdasdsaasdasd**|**Quantidade de UCs atendidas (%)**<br>**asdasdsaasdasd**|**Quantidade de UCs atendidas (%)**<br>**asdasdsaasdasd**|**Lâmpadas (MWmed)**<br>**asdasdasdasdasdasdasdasdasda**|**Lâmpadas (MWmed)**<br>**asdasdasdasdasdasdasdasdasda**|**Lâmpadas (MWmed)**<br>**asdasdasdasdasdasdasdasdasda**|**Lâmpadas + Ar condicionado**<br>**(MWmed)**|**Lâmpadas + Ar condicionado**<br>**(MWmed)**|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|||24|||0,2%|||||0,40||
|||||||||0,19||||
|||35|||0,3%|||||0,61||
|||||||||0,28||||
|||59|||0,5%|||||1,01||
|||||||||0,47||||
|||||||||||||
|**Redução de**<br>**Consumo**||**Perfil**|**Residencial**||**Comercial**|**IP**||**GD**|**Setor Público**||**Total(MWmed)**|
|||Conservador|0,15||0,15|0,25||0,09|0,40||1,04|
|||Moderado|1,14||0,51|0,76||0,35|0,61||**3,37**|
|||Agressivo|3,06||1,28|1,52||0,71|1,01||**7,58**|

## **Apêndice “D” – Lista de retificações em 05/06/2018 na Nota Técnica nº 117/2018-SPE-SRM/ANEEL** 

|**Apêndice “D” – Lista de retificações em 05/06/2018 na**|**Nota Técnica nº 117/2018-SPE-SRM/ANEEL**|
|---|---|
|**Seção**|**Alteração**|
|Sumário Executivo|Retificação dos valores do cenário-base para cada<br>_stakeholder_|
|8.2. Definição dos montantes mínimo e<br>máximo por competidor do leilão|Exclusão da expressão “/ano” do item 124 e retificação<br>dos valores da“Tabela 4”|
|10. Análise de Viabilidade Econômica do<br>Projeto Piloto|Retificação das Tabelas 5 a 11|
|Apêndice “B” – Análises de Sensibilidade de cada ação<br>de eficiência energética na perspectiva do ARC|Retificação das tabelas|
|Índice e Lista de Figuras|Atualização das numerações|