O leilão da usina Santo Antônio, no rio Madeira

O tão esperado leilão da primeira usina do Complexo do Rio Madeira, a UHE Santo Antônio, foi vencido na última segunda-feira pelo Consórcio Madeira Energia. O preço da energia a ser vendida no Ambiente de Contratação Regulado ficou em R$ 78,87/MWh, mais de 35% inferior ao preço inicial de R$ 122,00/MWh [1].

O Consórcio Madeira Energia é formado pelas empresas Furnas (39%), Cemig GT (10%), Odebrecht Investimentos em Infra-estrutura (17,6%), Construtora Norberto Odebrecht (1%), Andrade Gutierrez Participações (12,4%) e pelo Fundo de Investimentos e Participações Amazônia Energia (Banif e Santander, 20%).

Apesar do sucesso do leilão, ainda não é certo se devemos rir ou chorar. A razão é que o baixo preço oferecido pelo consórcio vencedor contraria todas as expectativas atuais de preços de energia para o médio prazo. O consumidor desavisado pode imaginar que isso se deve à “modicidade tarifária” preconizada pelo atual modelo do setor elétrico, mas o problema é que, em finanças, não existe milagre. Assim, vale a pena fazer uma análise econômico-financeira do projeto, ainda que rápida.

De acordo com dados da ANEEL [2], a energia assegurada da UHE Santo Antônio é de 2.218 MW médios (cerca de 19,43 milhões de megawatts-hora anuais). As regras do leilão prevêem que 70% dessa energia serão vendidos no Ambiente de Contratação Regulado (ACR), destinado ao atendimento de consumidores cativos, ao preço oferecido pelos vencedores e durante um prazo de 30 anos. Os restantes 30% deverão ser vendidos no Ambiente de Contratação Livre (ACL), destinado ao atendimento de consumidores livres, por meio da livre negociação de preços e prazos.

Vamos supor que as despesas de operação e manutenção sejam de R$ 10/MWh e que a entrada em operação das 44 turbinas ocorra entre 2012 e 2015, de acordo com o cronograma previsto. Vamos supor também que o investimento total (R$ 9,5 bilhões) seja distribuido ao longo dos anos de construção (2008 a 2012) nas proporções de 10%, 20%, 30%, 30% e 10%. Algum investimento será também necessário após a entrada da primeira máquina, mas esse item não altera o retorno do projeto.

Outros fatores a considerar são a depreciação do ativo imobilizado, a ser realizada em 25 anos, o Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (25%) e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (9%). Finalmente, consideremos que o preço médio de venda no ACL seja R$ 180/MWh.

Inserindo todos esses dados em um planilha eletrônica, o resultado é uma taxa interna de retorno (TIR) de 10,3% ao ano. Se o preço médio no ACL cair para R$ 122/MWh, que era o preço inicial do leilão, a TIR cairá para 8,7% ao ano. Em outras palavras, nas atuais circunstâncias seria melhor aplicar o dinheiro em Títulos do Tesouro Nacional, que pagam a taxa Selic de 11,18% ao ano.

Qual é a mágica, então, imaginada pelos vencedores do leilão da UHE Santo Antônio? Bem, pode haver várias. Por exemplo, o orçamento de R$ 9,5 bilhões, fornecido pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética) pode estar super-estimado. De fato, esse montante resulta em um número-índice de R$ 3.015 por quilowatt instalado, compatível com usinas de muito menor porte, as quais não permitem certas economias de escala. Outra possibilidade é que os investidores, deparados com a redução dos juros e do risco Brasil, passaram a se contentar com TIRs inferiores a 10% ao ano, esperando que dentro em breve a taxa Selic irá cair abaixo desse valor. Talvez. Contudo, tomar decisões estruturais com base em dados conjunturais é sempre arriscado. Mas quem sou eu para dizer ao pessoal da Odebrecht o que eles devem fazer?

Por outro lado, a taxa de retorno de um projeto de investimento deve contemplar também os riscos incorridos, os quais não faltam no caso da usina Santo Antônio. A construção dessa primeira usina do Complexo Rio Madeira não será tarefa trivial e, mesmo desconsiderando-se os riscos inerentes à construção em si, bastará que uma ONG qualquer consiga uma liminar na justiça para provocar um atraso de 12 meses ou mais, impactando o retorno e o custo de geração e confirmando a famosa lei de Quéops: “nada fica pronto dentro do orçamento ou dentro do prazo previstos”.

Outra possibilidade, que está sendo divulgada com certa insistência pela mídia, é que o baixo preço do leilão poderá ser “compensado no mercado livre”. Todavia, como vimos, o preço no mercado livre deverá ser superior a R$ 180/MWh para que tal aconteça. E, ainda que esses preços sejam factíveis no momento atual, é difícil acreditar que isso possa acontecer após 2013, quando deverá haver maior oferta de energia, resultando em preços mais baixos para o mercado livre. Afinal, esse mercado responde muito bem às variações da oferta e da demanda de energia, mas muito mal a preços sugeridos pelo governo ou por associações de classe. Da mesma forma, consumidor livre algum se conformará em comprar energia a preços mais elevados com a desculpa de contribuir para o subsídio dos consumidores cativos.

Finalmente, talvez o Consórcio Madeira Energia esteja esperando vencer também o leilão da segunda usina do Madeira, a UHE Jirau, o que aumentaria a escala do projeto conjunto e melhoraria o retorno dos investimentos. Resta esperar por esse leilão, que deve ocorrer em maio de 2008.

[1] ANEEL. Central de Notícias, 10 dez. 2007. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/noticias/Output_Noticias.cfm?Identidade=2315&id_area=90>
[2] ANEEL. Leilão da UHE Santo Antônio, Disponível em: < <http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/kit%20imprensa%20site.pdf>.

De novo, o SNPTEE

Fantástico! A comissão técnica do XIX SNPTEE – Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica – enlouqueceu de vez e selecionou dois trabalhos meus para apresentação:

1. “Custos de transação e forças propulsoras: uma visão estratégica da desverticalização no Setor Elétrico” (GEC – Grupo de Estudo de Comercialização, Economia e Regulação de Energia Elétrica).

2. “A visão dos cursos de tecnologia como produto disruptivo: sugestões para estruturação e gestão” (GTE – Grupo de Estudo da Gestão da Tecnologia, da Inovação e da Educação).

Agora é só responder aos questionamentos da comissão técnica, preparar as apresentações e... conseguir financiamento para a viagem.

O XIX SNPTEE será realizado no Rio de Janeiro, entre 14 e 17 de outubro próximos. Os organizadores são o Cigré-Brasil (como usual) e Furnas, que é também a anfitriã. O site oficial do evento pode ser acessado em http://www.xixsnptee.com.br .

Vamos ver se dessa vez eu ganho o "grande prêmio SNPTEE" (uma viagem para Paris) ou pelo menos o "pequeno prêmio SNPTEE" (não sei o que é, mas cabe dentro de uma sacola).

Vem aí a “Alcoolbrás”!?

Deu no blog da Miriam Leitão [1]: o governo federal está pensando em estatizar as operações de produção e comercialização do etanol, o conhecido álcool combustível!

Para quem pensa que não existe mais risco regulatório, o governo sempre tem umas cartas na manga. Em vez de implantar medidas para estimular a competição, reduzir a carga tributária e desfazer os cartéis desse setor que chegou ao Brasil junto com Pero Vaz Caminha, o governo pensa em criar um monopólio estatal da produção de álcool. Um verdadeiro retrocesso! Roberto Campos estaria esbravejando. Fabio Giambiagi e outros certamente estão.

Se a estatização ocorrer, é líquido e certo que os preços do álcool irão aumentar. Se não aumentarem, será porque as ineficiências e diferenças de custos serão transferidas para outras áreas da economia estatal, sendo pagas por outras pessoas que não os consumidores diretos do produto.

Não existe maneira de se fazer mágica em economia e o único caminho para se reduzir custos, e garantir que tais custos continuem reduzidos no longo prazo, é por meio da competição. E, como as entidades estatais não têm incentivos suficientes para competir, a única maneira de implantar a competição é por meio da iniciativa privada. Precisamos de mercados livres, não de tecnocratas decidindo de maneira centralizada quais produtos serão produzidos e quanto o consumidor desejará pagar por eles.

Com as experiências frustradas do Instituto do Açúcar e do Álcool (criado por Getúlio Vargas e desmontado na década de 90) e do Pró-álcool (criado em 1975 e estagnado a partir de 1995), o Brasil já deveria ter aprendido a lição. Não deu certo daquela vez, e não vai dar certo desta.

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[1] http://oglobo.globo.com/economia/miriam/post.asp?cod_post=67069

Livre Mercado de Energia na Revista GTD

Meu artigo apresentado no SBSE-2006 (“Política Tarifária e Comercialização de Energia no Ambiente de Contratação Livre”), embora na época tenha causado pouco impacto, agora está trazendo dividendos. Além de ter aparecido na Eletricidade Moderna de março/2007, agora a Revista GTD se interessou pelo assunto e publicou, em sua edição n°19, uma reportagem intitulada “Liberdade de Escolha”, onde são mencionadas as opiniões de vários profissionais do setor elétrico atuantes no livre mercado de energia, dentre eles este humilde blogueiro.

A reportagem em questão pode ser acessada no site da Editora Lumière, http://www.portallumiere.com.br/, por meio de cadastro simples e gratuito, ou diretamente no site da Electra Comercializadora de Energia, http://www.electraenergy.com.br/alvaug/gtd_junho_2007.pdf (4,3 Mbytes).

Agradeço à Electra, à UTFPR e ao jornalista Bruno D'Angelo pela oportunidade. Enquanto houver mercado livre e liberdade de escolha, ainda haverá esperança para esse país, apesar da bandalheira nos aeroportos e no Congresso.

O Livre Mercado de Energia Elétrica Brasileiro – Parte VI: O Mercado de Fontes Incentivadas

Atualmente, o limite imposto para que um consumidor existente possa ser caracterizado como livre é pertencer ao Grupo A (Alta Tensão), ser atendido em tensões iguais ou superiores a 69 kV e ter demanda contratada igual ou superior a 3 MW. Adicionalmente, consumidores novos, ou seja, aqueles instalados após 1995, também podem se tornar livres, independentemente da tensão, desde que respeitado o limite de demanda igual ou superior a 3 MW. Note-se que 3 MW já é o nível de demanda de vários tipos de instalações comerciais de médio porte, tais como shopping centers e hotéis, além de instalações industriais de vários tipos, atendidas nos subgrupos AS (subterrâneo), A4 (2,3 kV a 25 kV) e A3a (30 kV a 44 kV).

Uma modificação importante foi introduzida com a outorga da Lei 9.427/1996, alterada com a sanção das Leis 9.648/1998 e 10.438/2002, e que teve sua redação consolidada pela lei 10.762/2003 e pelo Decreto 5.163/2004. Essa lei definiu que os aproveitamentos a partir de fontes de energia alternativa (eólica, biomassa , solar e PCHs) poderiam atender consumidores com carga maior ou igual a 500 kW, em qualquer tensão. Assim, tais consumidores passaram a se enquadrar efetivamente na condição de livres, desde que atendidos diretamente por fontes de energia alternativa.

Esses consumidores têm sido denominados pela ANEEL e por outros agentes do mercado de “consumidores especiais”, pois são dotados de características não encontradas nos consumidores livres atendidos por energia convencional, proveniente de geradores de grande porte. Embora previstos desde 1996, os primeiros contratos de atendimento a consumidores especiais só foram implementados a partir do final de 2002.

Um atrativo adicional desse mercado de consumidores especiais é que, ao serem atendidos por fontes de energia alternativa, os consumidores têm direito a pelo menos 50% de desconto sobre a parcela “fio” da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD). Devido a tal desconto, as fontes alternativas foram rebatizadas para “fontes incentivadas”, pois muitos produtores entendiam que o termo “alternativa” conotava um fornecedor de qualidade inferior, o que certamente não é o caso.

É interessante mencionar que, no Brasil, as PCHs, usinas de biomassa e outras pequenas usinas foram desconsideradas como alternativa de suprimento durante muito tempo. De fato, durante o período que vai de 1957 a 1992, conhecido no Setor Elétrico Brasileiro como “Período da Regulamentação”, o Governo Federal preferiu dar ênfase à construção de grandes obras de geração, relegando pequenas usinas a segundo plano. A partir de meados da década de 90, refletindo a tendência mundial de se dar preferência a obras de baixo impacto ambiental, a situação começou a mudar e vários incentivos passaram a ser concedidos para fontes de energia alternativa e para os consumidores atendidos por elas. Os principais marcos regulatórios que definem os incentivos para fontes alternativas são os seguintes:

a) Lei 9.427/1996 (lei de criação da ANEEL) e alterações posteriores – Consumidores com demanda contratada, em qualquer segmento horosazonal, igual ou superior a 500 kW, podem ser atendidos por usinas eólicas, solares, de biomassa ou PCHs. Usinas entre 1 MW e 10 MW, destinadas à produção independente, podem ser autorizadas pela ANEEL sem licitação (http://www.aneel.gov.br/cedoc/lei19969427.pdf).

b) Lei 9.648/1998 – Consumidores atendidos por fontes alternativas passam a ter direito a 50% de desconto na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), de modo a garantir a competitividade (http://www.aneel.gov.br/cedoc/LEI19989648.PDF).

c) Resolução ANEEL 264/1998 – Consumidores especiais devem ser tratados como consumidores cativos ao retornar à antiga distribuidora, atendidos por meio de tarifas e condições reguladas (http://www.aneel.gov.br/cedoc/RES1998264.PDF).

d) Resolução ANEEL 281/1999 – Para empreendimentos de geração alternativa que entraram em operação até 31 de dezembro de 2003, o desconto na TUSD passa a ser de 100% (http://www.aneel.gov.br/cedoc/RES1999281.PDF).

e) Lei 9991/2000 – As usinas eólicas, solares, de biomassa e PCHs passam a ser isentas do pagamento da taxa de 1% destinada a Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) (http://www.aneel.gov.br/cedoc/LEI20009991.PDF).

f) Lei 10.438/2002 – A isenção do pagamento da taxa de P&D é estendida para as fontes de co-geração qualificada. O desconto de 50% na TUSD passa a incidir da geração ao consumo, mas o comando de garantia de competitividade é retirado. Nos sistemas isolados, o limite de demanda para comercialização incentivada fica reduzido para 50 kW. Consumidores com demanda igual ou superior a 500 kW, ou conjuntos de consumidores reunidos por comunhão de interesses, de fato ou de direito, passam a ter direito a adquirir energia de fontes alternativas. A participação no MRE é estendida para as PCHs (http://www.aneel.gov.br/cedoc/lei200210438.pdf).

g) Lei 10.762/2003 – Usinas hidrelétricas com potência instalada abaixo de 1 MW (microcentrais) passam a ter direito ao desconto da TUSD (http://www.aneel.gov.br/cedoc/lei200310762.pdf).

h) Resolução ANEEL 77/2004 – Regulamenta o desconto de 50% na TUSD, para consumidores atendidos por fontes de energia alternativa. O desconto é aplicado somente na parcela “fio” da TUSD, ficando a parcela “encargos” isenta do desconto (http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2004077.pdf).

i) Resolução ANEEL 247/2007 – Estabelece as condições para a comercialização de energia elétrica, oriunda de fontes primárias incentivadas, com unidade ou conjunto de unidades consumidoras cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, no âmbito do Sistema Interligado Nacional – SIN. Essa resolução também prevê que o gerador incentivado pode complementar sua geração adquirindo até 49% da energia de outras fontes (http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2006247.pdf).

Apesar da extensa lista de incentivos, o fato de que o desconto da TUSD demorou mais de seis anos para ser regulamentado denota que há forte oposição a tais incentivos, especialmente por parte das distribuidoras.

As primeiras unidades dos subgrupos A4 e AS foram modeladas no MAE no início de 2003, atendidas por meio da energia gerada pela PCH Pesqueiro, localizada no rio Jaguariaíva, município de Jaguariaíva, Paraná. Nem a PCH Pesqueiro, nem a empresa consumidora eram, na época, agentes do MAE, e ambos passaram a ser representados no MAE por meio da Electra Energy, comercializadora de energia localizada em Curitiba, Paraná. Com a implementação da nova Convenção de Comercialização, em 29 de outubro de 2004 (Resolução Normativa ANEEL n° 109/2004), e com a conseqüente transformação do MAE na CCEE, a adesão dos consumidores à CCEE tornou-se obrigatória. A representação de consumidores não agentes por meio de uma comercializadora passou a não ser mais possível. Contudo, até 2004, este tipo de representação, denominada representação vertical, era totalmente permitido.

Em meados de 2003 começaram a surgir algumas vozes a favor da desmodelagem das unidades de consumidores especiais. Dentre outros, alegou-se os seguintes problemas:

a) A presença da comercializadora como representante do gerador e do consumidor estaria desrespeitando o preceito legal de que a operação de compra e venda de energia alternativa deve ser feita diretamente entre gerador e consumidor.

b) Não há mecanismo no SINERCOM capaz de distinguir a energia alternativa da energia convencional. Desta forma, não seria possível detectar automaticamente a eventual exposição de um consumidor especial aos preços do MAE.

c) Da mesma forma, uma comercializadora poderia usar parte da energia convencional de sua carteira para atender a exposição do consumidor especial, evitando penalidades, mas prejudicando a concessionária local de distribuição, que havia perdido para o Mercado Livre um consumidor anteriormente atendido na modalidade cativo.

O primeiro problema foi resolvido por meio de recurso administrativo impetrado junto ao MAE, e também de consulta formal envida à ANEEL. O cerne da argumentação foi o fato de que em nenhum momento o caráter direto da compra e venda de energia havia sido violado. De fato, o gerador e o consumidor haviam assinado um contrato de compra e venda, enquanto a comercializadora de energia havia assinado, com o gerador e com o consumidor, apenas contratos de representação, que se enquadram como contratos de prestação de serviços, e não de compra e venda de energia.

Quando aos dois problemas restantes, que representam dois aspectos de um único problema operacional, a argumentação foi a de que nenhum preceito legal havia sido ferido, e que todos os agentes estavam agindo na forma da lei. O MAE reconheceu a dificuldade e encaminhou a questão à ANEEL. Como conseqüência, a ANEEL incluiu uma modificação importante na versão 3.5 do Procedimento de Mercado ME.02, que regulamenta a Manutenção de Cadastro do Sistema Elétrico. Com tal modificação, tornou-se obrigatório o registro prévio, na ANEEL, do contrato de compra e venda de energia especial, sem o qual a modelagem não é efetivada. Portanto, os consumidores especiais passaram a ter que registrar seus contratos de maneira ex-ante, ou seja, antes que a modelagem seja concluída, resultando em dificuldades operacionais adicionais.

Ainda que tenha aumentado a burocracia, a exigência do registro prévio dos contratos de compra e venda, consolidada na Resolução 247/2007, constituiu em uma medida para se retirar da CCEE a atribuição de decidir quem poderia ser modelado como consumidor especial.

O mercado de consumidores especiais continua em crescimento, mas é limitado pela escassez de fontes de energia incentivada. Caso não existisse tal limite, todos os consumidores A4 qualificados a migrar para o Mercado Livre já o teriam feito, possibilidade sempre temida pelas distribuidoras, que lançam mão de todos os meios para evitar a migração. Apesar disso, o fracasso do recente leilão de fontes alternativas mostra, dentre outras coisas, que os produtores estão interessados em preços maiores do que os preços máximos do leilão, e que esperam conseguir tais preços no mercado. Comentarei sobre isso no próximo artigo dessa série.

O Livre Mercado de Energia Elétrica Brasileiro – Parte V: Comercializando Energia

O processo de compra de energia por parte de um consumidor cativo é muito simples, envolvendo apenas o consumidor e uma distribuidora de energia. No caso de um consumidor livre, o processo gera economias e é bastante mais flexível, mas, por envolver mais de um agente, torna-se um pouco mais complicado, exigindo assessoria especial.

Digamos que um consumidor C, na área de concessão de uma distribuidora D1, queira adquirir energia elétrica de um gerador G, na área de concessão de uma distribuidora D2. O processo de comercialização é o seguinte:

1. A energia é entregue fisicamente a C por D1.

2. C paga a D1 pelo serviço de acesso à rede, por meio de uma tarifa regulada conhecida como TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição).

3. G deve pagar a D2 pelo acesso à rede, também por meio de uma TUSD do gerador.

4. C e G assinam um contrato de compra e venda de energia, negociando livremente preços, prazos e demais condições.

5. No final do mês, C divulgará seus dados de consumo de energia (CE), os quais serão confrontados com o montante mensal contratado (M) junto ao gerador. Se CE>M, terá faltado energia contratada, e C terá entre 10 a 15 dias para providenciar um contrato adicional de curto prazo. Se M>CE, terá sobrado energia contratada, e C terá entre 10 a 15 dias para tentar negociar as sobras de energia (consumidores não podem comercializar energia diretamente, mas isso pode ser feito por meio de uma comercializadora).

6. Se CE>M e C não tiver conseguido contratos de curto prazo, ele ficará "exposto" aos preços mensais determinados pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica). Isso significa que o déficit de contratação será faturado pela CCEE, ao preço do mês, cerca de 40 dias após o encerramento do mês comercial. Adicionalmente, a CCEE cobrará uma penalidade por insuficiência de contratação (R$ 77,70/MWh, tarifa de 2007).

7. Se M>CE e C não tiver conseguido negociar suas sobras, estas serão faturadas pela CCEE ao preço do mês, também cerca de 40 dias após o fechamento do mês. Nesse caso não haverá penalidade.

8. Como os contratos de compra e venda de energia são livremente negociados, uma condição usual é que haja uma certa flexibilidade (digamos, +/- 10%) em torno do valor mensal contratado M. Os desvios em torno desse valor dão origem ao mercado de curto prazo (antes da atuação da CCEE), que no Brasil atual funciona como um mercado de balcão, onde geradores, consumidores e comercializadoras oferecem montantes e preços. Em mercados mais desenvolvidos já há verdadeiras "bolsas de energia", onde contratos multilaterais de curto prazo são firmados. Um dia chegaremos lá, mas por enquanto nosso mercado não tem liquidez suficiente.

Pode parecer um pouco complicado no começo, mas o funcionamento é bem parecido com o de uma bolsa de commodities convencionais, com a diferença de que os preços da energia variam semanalmente (não diariamente, como em uma bolsa de commodities) e é formado um preço médio ao final do mês. O papel da CCEE, que funciona como uma câmara de compensação, é assegurar a liquidação mensal do mercado, com montantes consumidos confrontados aos montantes gerados e sobras e déficits alocados aos agentes responsáveis.

No próximo artigo falaremos um pouco mais sobre as fontes de energia incentivada, que deram origem a um mercado interessante, atraente e de baixo impacto ambiental.

Artigo para o XIX SNPTEE

Finalmente, após várias semanas de pesquisa, consegui submeter meu artigo para o XIX SNPTEE, a ser realizado no Rio de Janeiro em outubro próximo. O título do artigo é “Custos de transação e forças propulsoras: uma visão estratégica da desverticalização no setor elétrico”, e contém uma ou duas especulações interessantes.

O Livre Mercado de Energia Elétrica Brasileiro – Parte IV: as Comercializadoras

A primeira comercializadora de energia brasileira surgiu em 1998, com a missão de negociar sobras de energia e atender os primeiros consumidores livres do país. Em fevereiro de 2006, de acordo com dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, já existiam 46 comercializadoras registradas oficialmente, embora nem todas atuantes. Destas, 25 eram associadas à Associação Brasileira dos Agentes Comercializadores de Energia Elétrica – ABRACEEL.

Apesar de existentes desde 1998, as operações de comercialização de energia no mercado livre só vieram a ganhar volume a partir do início do século XXI, período particularmente difícil para o mercado de energia em boa parte do mundo. Em 2001 vieram a público as práticas fraudulentas da Enron e ocorreu o ataque ao World Trade Center, este último vindo a causar uma desaceleração da economia mundial. Entre 2000 e 2001 a Califórnia mergulhou em uma crise energética causada, dentre outros motivos, por falhas no processo de reestruturação e desregulamentação. No Brasil o racionamento energético, ocorrido entre junho de 2001 e março de 2002, provocou a primeira mudança no novo modelo setorial, prejudicou a privatização de geradoras e foi incorretamente atribuído à reestruturação do setor e à criação do Mercado Atacadista de Energia – MAE. Todos esses problemas, especialmente o escândalo da Enron, afetaram negativamente a imagem das comercializadoras. A recuperação deu-se aos poucos e hoje tais agentes gozam de grande prestígio, sendo reconhecidos pela agilidade na criação e implementação de soluções para o mercado livre. Nos EUA e na Europa, as comercializadoras também estão se recuperando do impacto negativo causado pela Enron [1].

No Brasil, devido a particularidades do processo de reestruturação, as comercializadoras dividem-se em dois tipos básicos: as “independentes”, desvinculadas de grandes grupos, e as “vinculadas”, que atuam no bojo de uma grande distribuidora ou geradora, ainda que com personalidade jurídica diferente. No primeiro caso, a comercializadora atua agressivamente, de modo a conquistar mercado. No segundo, especialmente quando a comercializadora é vinculada a uma distribuidora, a atuação é defensiva, na tentativa de se evitar ou minimizar a perda de consumidores cativos. Comercializadoras vinculadas a geradores geralmente operam no mercado atacadista, não no varejista. Isso ocorre porque a gestão de contratos de pequenos montantes não é atrativa do ponto de vista de um gerador detentor de capacidade produtiva da ordem de centenas ou milhares de mega-watts. Uma exceção é o caso das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), usinas de biomassa, eólicas e fotovoltaicas, autorizadas a vender energia a consumidores de alta tensão, desde que estes tenham demanda igual ou superior a 500 kW. Nesse caso, tanto os consumidores quanto as usinas são de pequeno porte, e o gerador geralmente é representado na CCEE por outro agente.

No início do Mercado Livre brasileiro, as comercializadoras eram vistas como meras atravessadoras. Tal pensamento era certamente reflexo do ambiente monopolista e fechado à competição que vigorava até então. Com o tempo, ficou evidente que o papel desempenhado pelas comercializadoras é importante e relevante, pois elas:

- Efetivam a aproximação entre os demais agentes do Setor Elétrico, principalmente geradores e consumidores, aumentando a liquidez do mercado, incentivando a competição e reduzindo os preços aos consumidores finais.

- Com seu know-how especializado, contribuem para a divulgação e melhoria das regras e procedimentos do mercado de energia.

- Oferecem assessoria clara e segura aos demais agentes do mercado.Assumem riscos de preços, prazos, crédito e performance de consumidores e geradores.

Assim, as comercializadoras atuam como intermediários de alto nível entre geradores e consumidores, fornecendo assessoria durante o processo de migração para o mercado livre e oferecendo os melhores preços e condições após a migração. Dentre as várias atividades realizadas pelas comercializadoras, encontram-se:

- Análise econômico-financeira comparativa entre as modalidades de fornecimento de energia elétrica como Consumidor Cativo e como Consumidor Livre.

- Análise jurídica dos contratos atuais firmados entre as unidades consumidoras do cliente e as respectivas distribuidoras locais.

- Apresentação da base legal que qualifica cada unidade consumidora do cliente a migrar para a modalidade Consumidor Livre.

- Realização de cotações e leilões de compra de energia elétrica no mercado, e efetivação da contratação aprovada pelo cliente.

- Assessoria em todas as etapas envolvidas na obtenção dos contratos de conexão e uso e de outros contratos que venham a ser necessários.

- Determinação do tipo e montante das garantias a serem aportadas, frente à CCEE ou a geradores, referentes ao fornecimento de energia elétrica.

- Instalação e disponibilização do sistema de acompanhamento de medição de energia das unidades consumidoras do cliente.

- Emissão de relatórios mensais e detalhados de comercialização.

- Acompanhamento do consumo das unidades consumidoras e avaliação das necessidades de aquisição de energia adicional.

- Acompanhamento, junto ao MAE e ao ONS, das mudanças nas regras e procedimentos de mercado.

- Acompanhamento da legislação do Setor Elétrico junto à ANEEL, e manutenção constante das condições legais de fornecimento.Representação e estruturação de leilões de energia elétrica, caso sejam de interesse do cliente.

A contratação de uma comercializadora não é obrigatória para que um consumidor de energia se torne livre, mas facilita bastante o processo, garantindo segurança a todas as partes envolvidas.

No próximo artigo detalharemos o processo de compra de energia no mercado livre.

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[1] BARRIONUEVO, A. Energy Trading, Post-Enron. In: New York Times, 15 de janeiro de 2006.

O Livre Mercado de Energia Elétrica Brasileiro – Parte III: Produtores Independentes de Energia

Os Produtores Independentes de Energia (PIEs) surgiram nos Estados Unidos e se espalharam pelo mundo. Após o primeiro choque do petróleo, na década de 70, o órgão regulador norte-americano, a FERC – Federal Energy Regulatory Comission, começou a investigar possíveis alternativas de suprimento de energia para os cenários futuros, que projetavam preços elevados para os combustíveis fósseis. Em 1978, a FERC publicou o Public Utility Regulatory Policies Act (Lei Regulamentadora das Políticas das Concessionárias Públicas), conhecido como PURPA. Um dispositivo importante desta lei era a obrigação de que as concessionárias de energia elétrica comprassem uma parcela de suas necessidades energéticas a partir de Produtores Independentes, a um preço igual ao respectivo “custo evitado” da concessionária. O custo evitado é aqui entendido como o custo que seria incorrido pela concessionária, caso ela tivesse que gerar a mesma parcela de energia.

Os detalhes da implementação do PURPA ficaram a cargo de cada um dos 50 estados norte-americanos. Em alguns casos, especialmente em Nova Iorque e na Califórnia, vários contratos de longo prazo foram assinados entre Produtores Independentes e concessionárias. A posterior queda das cotações internacionais do petróleo e derivados tornou tais contratos um pouco caros, pois, na época, a energia gerada por Produtores Independentes, geralmente detentores de usinas pequenas ou usinas de co-geração (*), era mais cara do que a energia gerada pelas concessionárias em um cenário de preços baixos do petróleo e derivados.

A partir da década de 80, o preço da energia gerada por Produtores Independentes começou a sofrer reduções, principalmente devido ao desenvolvimento das turbinas a gás a ciclo combinado, que podem ser bastante compactas e têm rendimentos mais elevados do que os das turbinas a vapor convencionais (carvão e biomassa). Para efeito de comparação, já em 1998 uma usina a carvão tinha potência ótima entre 600 e 800 MW, com custos de geração de US$ 35/MWh, enquanto usinas a gás podiam ser construídas com potências entre 40 e 150 MW e custos de geração semelhantes (1). Atualmente os custos da geração a gás são menores do que os da geração a carvão.

O mercado de geração de energia passou então a se tornar atrativo também para os “pequenos” investidores em energia (aqueles que têm apenas alguns milhões de dólares) e não somente para os grandes investidores (aqueles que têm vários bilhões de dólares).

No Brasil, o desenvolvimento da turbina a gás (que é basicamente uma turbina de avião que não voa) não causou tanto impacto. A razão é que nossa base de geração é hidrelétrica, energia ainda mais barata do que a das melhores turbinas a gás. Nossas termelétricas (gás e carvão) são então usadas para complementar a geração de energia em períodos de consumo elevado, em um regime que os especialistas chamam de “complementação hidrotérmica”. Ainda assim, o barateamento das tecnologias de geração hidrelétrica e o desenvolvimento de sistemas eletrônicos de medição de energia contribuíram para reduzir os benefícios de escala das grandes concessionárias, ainda que em menor proporção do que em outros países, tornando mais atrativas as usinas de pequeno porte.

Há que se salientar que o termo “Produtor Independente de Energia” é usado no Brasil de forma um pouco diferente. Nos EUA, o termo “independente” aplica-se porque os produtores são independentes da estrutura das concessionárias de energia (“utilities”), mas estas concessionárias também podem ser privadas. No Brasil, o PIE tende a ser visto simplesmente como um produtor privado de energia, que explora recursos naturais por sua conta e risco, independente do seu porte e da fonte energética explorada.

No Brasil, a figura institucional do Produtor Independente de Energia foi criada pela Lei 9.074/1995, que também criou as figuras de consumidor livre e abriu espaço para a criação dos agentes comercializadores de energia. No âmbito da legislação atual, os PIEs podem vender energia diretamente aos consumidores livres ou aos comercializadores de energia. Essa operação se dá no Ambiente de Contratação Livre, ACL, operacionalizado pela CCEE- Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Alternativamente, os PIEs podem vender energia nos leilões do Ambiente de Contratação Regulada, ACR, também operacionalizado pela CCEE. Nesse caso, os compradores são as distribuidoras de energia, que repassam a energia aos consumidores cativos atendidos por elas.

O surgimento dos PIEs no Brasil deu-se em paralelo com o programa de reestruturação iniciado no governo de Fernando Henrique Cardoso. Uma das metas desse programa era privatizar todos os geradores nacionais. Contudo, dificuldades políticas e conjunturais não permitiram que se atingisse tal meta. Ainda assim, considerando-se somente os agentes de maior porte, o Brasil conta hoje com 70 PIEs, 49 Autoprodutores (que podem comercializar excedentes energéticos no mercado livre) e 41 concessionárias públicas de geração (2). Os PIEs brasileiros são também bastante diversificados e servem a diversas finalidades (3):

- Usinas direcionadas ao mercado, como a UHE Cana Brava (466 MW), da Tractebel.
- Usinas construídas por grandes consumidores, como a UHE Pedra do Cavalo (160 MW), da Votorantin.
- Usinas construídas em parceria com concessionárias privadas, como a UTE Uruguaiana (639 MW), construída pela AES (privada) e CEEE (estatal).
- Usinas que suprem sistemas isolados, como as usinas de Manaus e Porto Velho.
- Usinas que produzem energia alternativa (PCHs, biomassa, solar e eólica) e vendem sua produção a consumidores livres ou por meio de programas governamentais, como o Proinfa.

A expansão futura do parque gerador brasileiro não será feita sem dificuldades. Embora nosso potencial hidrelétrico inexplorado ainda seja grande, as restrições ambientais tornarão difícil a construção de usinas hidrelétricas de médio e grande porte. Em termos de usinas termelétricas, não dispomos de grandes reservas de carvão mineral e de gás natural. Particularmente quanto ao gás natural, nossas relações com nosso maior fornecedor, a Bolívia, não tem sido estáveis o suficiente para se fazer apostas no longo prazo. A opção nuclear existe, mas, devido a questões de segurança, ela será certamente explorada pelo Governo Federal.

Apesar das incertezas, usinas de pequeno porte, como PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas), usinas de biomassa, usinas eólicas, bem como usinas de maior porte, continuarão a ser construídas por investidores privados. A liberalização do mercado é irreversível, e também necessária, pois o Governo, amarrado pelas obrigações da Constituição de 1988 e pelo déficit da previdência pública, não terá mais condições de ser o único investidor em geração de energia.

No próximo artigo, abordaremos a atuação dos agentes comercializadores de energia elétrica no Brasil.

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(*) Usinas de co-geração são aquelas instaladas em indústrias, produzindo energia elétrica, vapor e calor para uso em processos industriais, e vendendo os excedentes no mercado.
(1) VAN DOREN, P.M. The deregulation of the electricity industry: a primer. Cato Institute, Policy Analysis, out. 1998. Disponível: . Acesso: mar. 2007.
(2) ELETRICIDADE MODERNA. Perfil do Setor Elétrico – jul. 2006. p. 93, 96.
(3) DE OLIVEIRA, A.; WOODHOUSE, E.J.; LOSEKANN, L.; ARAUJO, V.S. The IPP experience in the Brazilian electricity market. Stanford University, Program on Energy and Sustainable Development Working Paper #53, out. 2005. Disponível: <http://iis-db.stanford.edu/pubs/20995/Brazil_IPP.pdf>. Acesso: mar. 2007.

O Livre Mercado de Energia Elétrica Brasileiro – Parte II: Consumidores Livres

Antes de 1999, todo consumidor brasileiro de energia elétrica era “cativo” de uma distribuidora de energia, ou seja, não era livre para escolher de quem iria adquirir energia elétrica ou para negociar os preços. O fornecedor de energia era obrigatoriamente a distribuidora que detinha a concessão da área onde o consumidor estava instalado. Em 1999, a Carbocloro S.A. Indústrias Química, instalada em São Paulo, transformou-se no primeiro consumidor livre brasileiro quando passou a ser atendida pela Companhia Paranaense de Energia – Copel, instalada no Paraná. Naquela época, distribuidoras de energia podiam atender consumidores livres, até mesmo na área de concessão de outras distribuidoras. No modelo atual, as distribuidoras não podem mais atender consumidores livres, somente os cativos, e não podem atuar fora de suas áreas de concessão.

Consumidores livres são aqueles que podem escolher livremente de quem adquirir energia elétrica. Fisicamente, o consumidor livre está sempre conectado à distribuidora local (ou à rede de transmissão, caso o acesso se dê em tensões iguais ou superiores a 230kV). Comercialmente, o consumidor adquire energia de uma fonte que pode estar em qualquer ponto do Sistema Interligado Nacional, o qual abrange 97% da capacidade de produção de energia do sistema elétrico brasileiro (ficam de fora apenas alguns sistemas isolados, localizados principalmente na Amazônia). O consumidor livre pode negociar livremente os preços da energia elétrica, mas deve pagar para ter acesso à rede por meio de uma Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), caso esteja conectado a uma distribuidora, ou por meio de uma Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST), caso esteja conectado à Rede Básica de transmissão (tensões iguais ou superiores a 230kV). A atuação de comercializadoras de energia, empresas especializadas que podem atuar como “brokers” ou como “traders”, é bastante comum, pois o “core business” do gerador é produzir energia elétrica, não comercializá-la. Assim, do ponto de vista comercial, tanto geradores quanto comercializadoras podem ser caracterizadas como “fontes de energia”.

No momento atual, nem todo consumidor brasileiro pode se tornar livre, prerrogativa concedida penas aos consumidores que atendam os requisitos estabelecidos pela Lei 9.074/1995, que criou as figuras do Consumidor Livre e do Produtor Independente de Energia. O primeiro desses requisitos é pertencer ao “Grupo A”, que é o grupo dos consumidores de alta tensão. Assim, consumidores residenciais não podem se tornar livres, pois pertencem ao “Grupo B”, de baixa tensão. Os demais requisitos são os seguintes:

• Consumidores instalados antes de 8/7/1995 (“consumidores velhos”): demanda mínima de 3 MW e tensão de atendimento maior ou igual a 69 kV.
• Consumidores instalados após 8/7/1995 (“consumidores novos”): demanda mínima de 3 MW e atendimento em qualquer tensão do Grupo A.
• Consumidores atendidos por Fonte de Energia Incentivada (Pequena Central Hidrelétrica, Biomassa, Solar ou Eólica): demanda mínima de 500 kW e atendimento em qualquer tensão do Grupo A.
  

Nota-se, no que diz respeito aos consumidores denominados “novos”, que a única restrição à migração para o mercado livre é a demanda contratada, que deve ser igual ou superior a 3 MW (consumidores com esse nível de demanda já são obrigatoriamente do Grupo A). Esses consumidores “novos”, contudo, são pouco numerosos se comparados aos consumidores instalados antes de 1995, que enfrentam a restrição adicional do atendimento em tensões iguais ou superiores a 69 kV.

Os consumidores incentivados são aqueles atendidos por Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), usinas de biomassa, solares ou eólicas, coletivamente denominadas Fontes de Energia Incentivada (FEI). A demanda mínima de tais consumidores deve ser de 500 kW e o contrato de compra e venda deve ser firmado diretamente entre consumidor e gerador. Embora não haja restrição de tensão, os preços de energia das FEI só tornam a migração viável quando o consumidor pertencer aos grupos A4 (2,2kV a 25kV), A3a (30kV a 44kV) ou AS (subterrâneo) [1].

Em julho de 2006 existiam cerca de 500 consumidores registrados como membros da CCEE. Isso não significa, contudo, que existam somente 500 unidades consumidoras livres, pois cada agente pode representar mais de uma unidade. De fato, o consumo das unidades livres já representa mais 25% do consumo nacional. E continua crescendo.

Nos países mais desenvolvidos, como é de se esperar, os consumidores livres são muito mais presentes. Na Inglaterra, todos os consumidores são livres. Na Austrália, 100% do mercado da Costa Leste é elegível, ou seja, qualquer consumidor, inclusive os residenciais, pode optar por outro fornecedor de energia, se assim o desejar. Na Europa, 80% do mercado é livre e a meta é atingir 100% de elegibilidade em 2007. Nos Estados Unidos, mais de 62% dos consumidores são livres, com o avanço da liberalização variando bastante de um estado para outro. Mesmo no Canadá, tradicionalmente monopolista e estatal, e onde o processo de desregulamentação se deu no velho estilo brasileiro “passinho pra frente, passinho pra trás”, mais de 40% dos consumidores já são livres [2].

Nos mercados mais desenvolvidos, as distribuidoras funcionam apenas como empresas de transporte e entrega de energia e não atendem mais o consumidor no que se refere à comercialização de energia em si. No jargão do setor elétrico, dizemos que tais distribuidoras são “empresas fio”, enquanto os contratos de compra e venda de energia são firmados entre consumidores e comercializadoras de energia, as quais, por sua vez, adquirem energia no atacado, por meio de contratos de curto ou longo prazo firmado com produtores independentes de energia. Outra possibilidade é a aquisição de energia em “bolsas de energia”, que funcionam de maneira semelhante às conhecidas bolsas de commodities. Assim, como todos os consumidores de tais mercados já são livres, não há mais competição “pelo mercado” (entre comercializadoras e distribuidoras). Toda a competição se dá “no mercado”, exclusivamente entre comercializadoras, com a possível participação dos produtores independentes, dependendo do modelo adotado. No Brasil, onde a figura do consumidor cativo foi mantida, ainda existe competição entre distribuidoras e comercializadoras, situação que se espera mudar nos próximos anos.

A figura dos produtores independentes de energia é assunto do nosso próximo artigo.

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[1] ALMEIDA, Alvaro A. A comercialização da energia elétrica no varejo: riscos e oportunidades. In: XVIII SNPTEE. Curitiba. 2005.

[2] LUDMER, Paulo. Expansão do setor elétrico: mercado, recursos escassos, obras prioritárias e administração dos riscos. In: ABRACE - Fórum Continuado de Energia. Agosto de 2004. Disponível: http://www.ebape.fgv.br/novidades/pdf/D01P02A03.ppt .

O Livre Mercado de Energia Elétrica Brasileiro – Parte I: Introdução

Um fato ainda desconhecido de muitos tomadores de decisão, especialmente em empresas de médio porte, é que uma grande parcela dos consumidores brasileiros de energia elétrica já são livres para escolher de quem irão adquirir energia. Esses consumidores livres surgiram com a reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro, ocorrida a partir da publicação da Lei 9.074/1995, inspirada nas experiências de outros países e que criou também a figura do produtor independente de energia.

Na maior parte dos países que reestruturaram seus setores elétricos, a energia elétrica passou a ser vista como uma commodity negociada em um ambiente competitivo. Para viabilizar a competição e torná-la transparente, é necessário separar essa commodity dos serviços a ela associados (transmissão e distribuição). No Brasil, tal separação foi viabilizada em duas frentes. A primeira delas foi a desverticalização das empresas de energia elétrica, ou seja, a separação dos ativos de geração, transmissão e distribuição nos casos em que eram detidos por uma mesma empresa. Caso contrário, a competição oferecida pelas empresas verticalizadas seria desigual frente aos geradores não verticalizados. A segunda frente foi a separação das antigas tarifas de fornecimento em Tarifas de Uso (TUSD e TUST) e Tarifas de Energia (TE), no caso de consumidores cativos, e em Tarifas de Uso e Preços de Energia, no caso de consumidores livres. Desta forma, o consumidor de energia pode ter uma noção mais precisa dos respectivos valores pagos pelos serviços do sistema e pela energia efetivamente comprada.

Em alguns países, como Inglaterra e Noruega, os preços da energia elétrica variam diariamente em intervalos fixos (15, 30 ou 60 minutos, dependendo do caso) e são definidos pela livre interação entre a oferta e a demanda no curto prazo. Nesse regime, denominado loose pool, o despacho energético (*) é descentralizado e depende das ofertas dos geradores e das condições de carga. A comercialização de energia pode ser feita por meio de contratos bilaterais de longo prazo ou por meio de operações de curto prazo em um mercado spot (**), sujeito aos preços de curto prazo. Note-se que a variação diária de preços não é repassada aos consumidores, a não ser no caso daqueles que decidiram deliberadamente pela exposição aos preços spot. Em geral, o risco do curto prazo é gerenciado e assumido pelos agentes de geração e comercialização.

No Brasil, o consórcio de consultores que deu suporte à primeira rees­truturação do Setor Elétrico Brasileiro, conhecido como Projeto RE-SEB e concluído em 1998, não recomen­dou a livre negociação de energia em um mercado spot e nem o despacho descentralizado da geração [1]. Num regime que os consultores denominaram tight pool, o despacho continua a ser definido centraliza­damente pelo Operador Nacional do Sistema – ONS. O mercado spot existe, mas tem seus preços definidos com base nos cus­tos marginais de curto prazo (ou seja, custos marginais de operação), obtidos por meio de uma cadeia de programas computacionais conhecidos como “modelos de otimização”. Esses preços são atualmente denominados “Preços de Liquidação de Diferenças”, PLD.

O racionamento ocorrido entre 2001 e 2002, a falência fraudulenta da Enron, que atuava também como comercializadora de energia, e o ataque ao World Trade Center afetaram significativamente o ritmo da reestruturação que vinha sendo realizada no Brasil. Junte-se a isso a mudança para um governo brasileiro de centro-esquerda e estava formado um quadro de incertezas a respeito do livre mercado e da atuação de agentes setoriais privados. Tal quadro vigorou entre 2002 e 2004. Apesar de algumas vozes estatizantes dessa época, que viam o consumidor livre como uma falácia, o produtor independente como inconstitucional e as comercializadoras como meros atravessadores [2], a reforma setorial conduzida a partir de 2004 manteve as figuras de tais agentes, bem como o mercado livre.

No modelo atual do Setor Elétrico Brasileiro, os consumidores livres contratam energia junto a geradores ou comercializadoras e pagam pelo acesso à rede por meio de uma tarifa de uso, informalmente conhecida como “pedágio”. A maior parte dos consumidores paga o acesso à rede diretamente ao agente de distribuição local, mas os consumidores conectados em tensões de 230 mil volts ou superiores pagam o acesso à rede aos agentes de transmissão. Os consumidores cativos continuam a existir e são aqueles não qualificados para a migração para o mercado livre, ou então aqueles consumidores qualificados, mas que ainda não efetivaram a migração. Este último caso ocorre basicamente por três razões: (a) contratos cativos ainda não vencidos; (b) falta de conhecimento da existência do mercado livre ou; (c) falta de viabilidade em se migrar para a modalidade livre.

A estrutura atual do Setor Elétrico Brasileiro é regulada pela Lei 10.848/2004, pelo Decreto 5.163/2994 e legislação acessória. Os principais agentes setoriais são:

- Ministério das Minas e Energias - MME (www.mme.gov.br): detém o poder concedente.
- Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL (www.aneel.gov.br): detém os poderes regulador e fiscalizador.
- Operador Nacional do Sistema - ONS (www.ons.com.br): responsável pela operação física do sistema e pelo despacho energético centralizado.

- Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE (www.ccee.org.br): responsável pela operação comercial do sistema.

A comercialização de energia elétrica é atualmente realizada em dois ambientes diferentes:

- Ambiente de Contratação Livre (ACL): destinado ao atendimento de consumidores livres por meio de contratos bilaterais firmados com produtores independentes de energia, agentes comercializadores ou geradores estatais. Estes últimos só podem fazer suas ofertas por meio de leilões públicos.

- Ambiente de Contratação Regulada (ACR): destinado ao atendimento de consumidores cativos por meio das distribuidoras, sendo estas supridas por geradores estatais ou independentes que vendem energia em leilões públicos anuais.

Esse modelo híbrido, simultaneamente estatal e liberal, inédito no mundo, foi a maneira encontrada pelo governo atual para dar vazão à sua ideologia de planejamento centralizado e controle estatal, ao mesmo tempo em que respeitava as regras e contratos estabelecidos no modelo do governo anterior, inspirado no modelo liberal inglês.

A CCEE é responsável pela liquidação das operações do ACL e pela operacionalização de alguns aspectos do ACR, como os leilões de energia e o MCSD (Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits).

Todos os agentes de geração e consumo que desejem comercializar energia no ACL devem registrar seus contratos mensais de maneira eletrônica, por meio de uma ferramenta computacional conhecida como SINERCOM. Os consumidores livres devem obrigatoriamente se tornar agentes da CCEE, assim como os geradores com potência instalada acima de 50MW. Geradores com potência abaixo de 50MW podem ser representados na CCEE por meio de outro agente (um comercializador, por exemplo).

A CCEE determina e publica semanalmente os Preços de Liquidação de Diferenças, PLD. Ao final do mês, após o registro e validação de todos os contratos, a CCEE usa os PLDs para liquidar as operações de compra e venda de energia, alocando sobras e déficits energéticos aos agentes adequados. Os PLDs são calculados individualmente para cada um dos quatro submercados existentes (Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste). Adicionalmente, as penalidades, em caso de déficit energético (consumo superior à energia contratada), são calculadas por meio do Valor Anual de Referência, VR. Para o ano de 2007, o VR foi fixado em R$ 77,70/MWh e corresponde ao preço máximo da energia vendida nos leilões de empreendimentos existentes do ACR, realizados em 2004, com entrega em 2007 [3].

Vale a ressalva de que o termo “déficit energético” diz respeito somente a uma falta de energia contratada em determinado período. Na operação física do sistema, excetuando-se condições de racionamento ou de interrupção acidental de fornecimento, nenhum consumidor adimplente deixa de ter suas necessidades energéticas atendidas.

A existência de um Ambiente de Contratação Livre permite a interação adequada e competitiva entre consumidores livres e fornecedores de energia. Já existem mais de 500 consumidores livres no Brasil, a maioria deles de grande e médio porte, pertencentes ao setor industrial e somando mais de 25% do consumo nacional. Contudo, nem todo consumidor de energia pode se tornar livre. Esse é o assunto do nosso próximo artigo.

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(*) “Despacho” é um termo usado internacionalmente para caracterizar a entrega de energia ou potência por parte de um gerador.

(**) O termo “mercado spot” tem, no setor elétrico, o mesmo significado daquele do mercado de commodities convencionais: um mercado onde as transações são feitas com pagamento a vista e entrega no curto prazo. No Brasil, devido a características particulares do processo de comercialização, o curto prazo é definido como um mês.

[1] BORN, P.H.; ALMEIDA, A.A. Mudanças estruturais no setor elétrico: formação e regulação de preços. CIER/SUPLAMA, 1998.

[2] SAUER, I et al. Um novo modelo para o setor elétrico brasileiro, Programa Interunidades de Pós-graduação em Energia, Universidade de São Paulo, São Paulo, Brasil, 2002.

[3] BRASIL. ANEEL. Boletim Energia. n. 243. outubro 2006. Disponível: http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/boletim243.htm. Acesso : 15 de fev 2007.

Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos - SBSE 2006

O SBSE 2006 veio e se foi. O CD com os anais foi inacreditavelmente entregue no momento do registro e meu artigo está lá: "Política Tarifária e Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente de Contratação Livre".

O simpósio ocorreu no Centro de Convenções Raymundo Asforda, anexo ao Garden Hotel, Campina Grande, Paraíba. O hotel foi inaugurado em abril de 2006, como resultado de uma parceria público-privada, e tem padrão cinco estrelas. Apesar disso, nem todos os quartos estão funcionando, pois encontrei um deles que ainda vai demorar para ficar pronto. O quarto em que fiquei ainda tinha alguns resquícios de cimento aqui e lá e o carpete guardava marcas de obras recentes.

Cheguei somente no segundo dia do simpósio, às quatro horas da manhã de terça-feira, depois de quase onze horas de viagem. Peguei um taxi até o hotel e tenho quase certeza que o motorista pretendia me assaltar, pois ele fez um caminho muito estranho, pegando ruas de terra repletas de buracos, mas deve ter desistido na última hora. Amadores! Além disso, ele não tinha troco para uma corrida de R$ 20, que eu pretendia pagar com uma nota de R$ 50. Teve que voltar no outro dia para pegar o dinheiro. Na volta, já na quinta-feira, o motorista da perua (que hoje em dia todo mundo insiste em chamar de "van"), fez um caminho completamente diferente, mais curto e por ruas asfaltas.

É interessante que saí de Curitiba com 30°C e a seca mais violenta dos últimos 10 anos, mas cheguei em Campina Grande com uma temperatura mais amena e um pouco de chuva. Esse mundo do século XXI está mesmo virado de cabeça para baixo!

Tendo ido dormir depois das cinco da manhã, acordei às nove, tomei o café da manhã (muito bom, mas ainda precisando evoluir para chegar a um verdadeiro nível cinco estrelas) e fui assistir às seções técnicas, todas elas sobre sistemas de potência. Para minha surpresa, consegui entender muita coisa, mas os trabalhos são de altíssimo nível, envolvendo o uso de C++ para cálculo de fluxo de potência, busca vertical, algoritmos genéticos e outras coisas. Na área de máquinas elétricas, o uso do MatLab e do Simulink tem sido uma constante. Vou ter que aprender essas coisas, não tem jeito.

As palestras da tarde de terça-feira foram interessantes, versando sobre linhas de transmissão de capacidade aumentada e automação de subestações, mas as palestras da manhã de quarta-feira foram ainda mais interessantes, versando sobre o Plano Decenal de Expansão, sobre o ONS e sobre manutenção em subestações de alta tensão. Após minha pergunta, o palestrante do ONS garantiu que a situação energética no Sul está sob controle, não havendo motivação política para não ter se decretado o racionamento.

As seções "pôster" ocorreram na tarde da quarta-feira. Encontrei lá dois ex-alunos da UTFPR, um deles apresentando um trabalho sobre FACTs e outro apresentando um trabalho sobre gestão de compra de energia no ACR usando algoritmos genéticos. Ambos estão fazendo mestrado na UFPR.

Meu trabalho teve exatamente o impacto esperado, ou seja, quase nenhum. Eu não esperava mais do que isso de um trabalho sobre comercialização de energia apresentado em um simpósio onde os assuntos mais comuns diziam respeito a transmissão, geração e distribuição de energia elétrica. É mais ou menos o mesmo que apresentar um trabalho sobre antidepressivos em um simpósio sobre psicanálise freudiana! Mas, pelo menos, ninguém criticou meu trabalho e ele está nos anais, além de concorrer a uma vaga para a próxima edição da revista IEEE Latin America.

No geral, o simpósio foi muito bem organizado. Menos de uma semana depois do evento, as fotos e artigos já estão disponíveis online, ao contrário de outros seminários por aí, que nunca mais atualizam o website após o encerramento.

Os nordestinos são realmente mais expansivos do que os curitibanos, mas não muito, apesar do sotaque divertido deles. É verdade que eu quase só falei com engenheiros, e somos todos muito parecidos, especialmente nessa era de globalização. Isso piora quando se fica hospedado em um hotel moderno que, apesar das particularidades regionais, é muito parecido com qualquer hotel do mundo. Como em qualquer cidade, os participantes do simpósio agem da mesma maneira, os professores agem como professores, os estudantes agem como estudantes e algumas alunas ainda não aprenderam que não devem comparecer a um compromisso profissonal usando salto 15 e decote panorâmico.

De qualquer forma, é muito melhor ficar no hotel do evento, pois podemos dar uma escapada de vez em quando para checar os e-mails no quarto. Por outro lado, é muito pior ficar no hotel do evento, pela mesma razão (de vez em quando um desses e-mails é um incêndio e lá se vão duas horas de trabalho!).

Apesar do Garden Hotel não ter internet banda larga, e apesar da TV a cabo apresentar uma qualidade de imagem deplorável, há nos quartos um detalhe interessante que não tenho visto por aí: um cofre com segredo digital programável, dentro do qual cabe o laptop inteiro. Um verdadeiro alívio para animais digitais!

O próximo SBSE será realizado em 2008, em Belo Horizonte, e pretendo submeter alguns artigos, dessa vez sobre máquinas elétricas.

Comercialização de Energia na revista Eletricidade Moderna

A edição de maio de 2006 da revista Eletricidade Moderna traz um artigo inusitado: "A comercialização de energia elétrica no varejo - riscos e oportunidades". Trata-se do meu artigo apresentado no XVIII SNPTEE (GME-28). Eu pensei que a edição de maio seria especial, apenas com artigos do SNPTEE, mas não foi. Os outros 10 artigos foram apresentados em outros eventos, como SBQEE, CIRED, LuxEuropa, RightLight, ou publicados em outros periódicos. É incrível que, dentre 518 trabalhos do SNPTEE, apenas o meu tenha sido escolhido para publicação nessa edição dessa conceituada revista (lida por mais de 30 pessoas, ao contrário dos outros lugares onde apareceram artigos meus). O assunto, em voga no momento, sem dúvida ajudou bastante, e, embora as próximas edições da Eletricidade Moderna venham a trazer mais artigos do SNPTEE, é bom cruzar a linha entre os primeiros.

XVIII SNPTEE - Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica

Em 1999 eu estive no XV SNPTEE, realizado em Foz do Iguaçu. Na época, pareceu-me totalmente possível escrever um artigo para ser apresentado em uma das edições futuras. Até o momento, contudo, eu não havia conseguido. Nas edições de 2001 (Campinas) e 2003 (Uberlândia) eu estava praticamente fora do setor elétrico, interessado mais em desenvolvimento web do que em produção e transmissão de energia elétrica. Agora, finalmente, um artigo meu foi aceito para apresentação em plenário, no XVIII SNPTEE.

O XVIII SNPTEE será realizado entre 16 e 21 de outubro de 2005, em Curitiba, Paraná, promovido pelo Cigré-Brasil, sob coordenação da COPEL. De acordo com a comissão organizadora, foram submetidos 1.890 resumos para o evento, e apenas 519 foram aceitos. Os critérios de escolha são rigorosos. Os relatores escolhidos para cada grupo de estudos são profissionais de amplo conhecimento em cada área e os itens considerados na avaliação são:

• o trabalho deve ser de caráter universal, inédito ou pioneiro e de caráter inovador;
• caso o trabalho não seja inédito, deve apresentar um enfoque novo a um certo problema ou oferecer significativa contribuição técnica ao assunto;
• o trabalho deve enfatizar experiências práticas, já utilizadas com sucesso e não meramente modelos teóricos de aplicação duvidosa.

Meu artigo intitula-se "Comercialização de Energia Elétrica no Varejo - Riscos e Oportunidades", e será apresentado na manhã do dia 20 de outubro próximo. Curiosamente, eu tenho trabalhado, viajado e aprendido muito mais na Electra, empresa do tamanho de um departamento da Copel, do que quando trabalhava nesta.