Sobre as condições hidrológicas no início de 2011

Em decorrência das chuvas deste início de ano, as vazões afluentes aos reservatórios do submercado Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO) atingiram, em 18 de janeiro, a elevada marca de 91.331 MW médios. Para fins de comparação, nos cinco anos recentes esse valor somente foi superado pela grande afluência registrada entre 9 de janeiro e 12 de fevereiro de 2007 e por um curto pico de dois dias no início de 2010.

Apesar do aspecto negativo do aumento das chuvas, que, como é do conhecimento de todos, causaram grande destruição em vários estados, os reservatórios das usinas hidrelétricas precisam delas, de modo a poder enfrentar o período seco, que se inicia em abril, em condições razoáveis de armazenamento. Nesse aspecto os armazenamentos do SE/CO já apresentam certa melhoria, como mostra o gráfico comparativo abaixo. Por exemplo, embora os reservatórios do SE/CO tenham começado 2011 em um nível inferior ao de 2009, a situação atual já é comparável à de 2009 para o mesmo período, apenas um mês depois.

A situação dos armazenamentos do submercado Norte também não é muito preocupante, conforme mostrado no gráfico abaixo. Considerando novamente os últimos cinco anos, o armazenamento atual só é inferior ao do mesmo período de 2010. Além disso, o histórico de armazenamentos do Norte mostra que, seja qual for o nível ao início do ano, o nível em meados do período seco será sempre próximo ao máximo.

Já a situação do submercado Nordeste (NE) é um pouco mais preocupante, conforme mostrado a seguir. Embora o armazenamento deste submercado esteja em níveis comparáveis aos de 2009, ano que viu os reservatórios do NE atingirem seu nível máximo, ainda é cedo para dizer se a tendência será esta ou se algo semelhante a 2010 ocorrerá, quando os reservatórios do NE não atingiram sequer 80%. Um ponto positivo é que as vazões deste submercado são no momento superiores às vazões do final de janeiro de 2010. Outro é que o fenômeno La Ninã, que produz aumento das chuvas no Nordeste (e estiagem no Sul), foi comprovado para 2011. Ainda assim, outras variáveis também devem ser levadas em conta antes que se possa apontar uma tendência.

Os armazenamentos para submercado Sul são mostrados no gráfico seguinte, que deixa clara a grande e conhecida volatilidade da hidrologia desta região. No momento o ONS está aproveitando o elevado armazenamento do Sul, superior a 80%, para enviar energia deste submercado para o SE/CO, economizando água dos reservatórios deste último.

Um ponto positivo para o Setor Elétrico em 2011 é a recuperação da geração de Itaipu. Em janeiro de 2010, por causa das restrições de transmissão decorrentes do desligamento de novembro de 2009, a geração média de Itaipu foi de apenas 13,6% do total nacional. Em janeiro de 2011 esta média subiu para 18,4%, valor próximo ao verificado para o mesmo mês de 2009. E, quando Itaipu gera mais, sobra mais água para os reservatórios das outras hidrelétricas, que poderão iniciar o período seco em melhores condições de armazenamento.

Finalmente, cabe a ressalva quase desnecessária de que condições hidrológicas favoráveis no início do ano não são garantia de que o atendimento ao sistema elétrico se dê sem incidentes durante o ano todo. Afinal, 2007 foi um ano que começou excepcionalmente bem em termos hidrológicos. E, no entanto, o início de 2008 foi caracterizado pela mais profunda crise de atendimento ao sistema desde 2001.

Alguns comentários sobre consumidores especiais

O limite atualmente imposto para que um consumidor de energia elétrica 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 instalados após 1995 também podem se tornar livres, independentemente da tensão, desde que respeitado o limite de demanda igual ou superior a 3 MW. A energia absorvida por esses consumidores livres convencionais é denominada energia convencional.

Uma modificação importante foi introduzida com a outorga da Lei 9.427/1996, que teve sua redação consolidada pela Lei 10.762/2003 e pelo Decreto 5.163/2004. Esta lei definiu que certas fontes de energia alternativa poderiam atender consumidores com carga maior ou igual a 500 kW, em qualquer tensão. Tais consumidores passaram assim a se enquadrar efetivamente na condição de livres, desde que atendidos diretamente por essas fontes de energia alternativa, que são: Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs, usinas com potência instalada entre 1 MW e 30 MW e com área do reservatório inferior a 3 km2), Minicentrais Hidrelétricas (usinas com potência instalada inferior a 1 MW, oficialmente denominadas Centrais Geradoras Hidrelétricas – CGHs) e usinas solares, eólicas ou de biomassa com potência injetada na linha de transmissão ou distribuição inferior a 30 MW.

Os consumidores atendidos por fontes alternativas têm sido denominados pela ANEEL e por outros agentes do mercado de consumidores especiais, como forma de diferenciação dos consumidores livres atendidos por energia convencional. O principal atrativo desse mercado é que, ao serem atendidos por fontes de energia alternativa, os consumidores têm direito a um desconto não inferior a 50% sobre a parcela “fio” da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD, medida em R$/kW). Por causa de tal desconto as fontes alternativas foram renomeadas para fontes incentivadas, pois muitos produtores entendiam que o termo “alternativa” denotava um fornecedor de qualidade inferior, o que certamente não é o caso.

Em 2009, com a promulgação da Lei 11.943, que deu nova redação à Lei 9.427/1996, os consumidores especiais passaram a poder ser atendidos também por usinas hidrelétricas com potência instalada entre 1 MW e 50 MW, sem características de PCH, e por usinas solares, eólicas ou de biomassa com potência injetada entre 30 MW e 50 MW. Nesse caso, porém, o desconto na TUSD é perdido e a energia contratada é limitada a 49% da energia média produzida pela usina (os restantes 51% devem ser adquiridos de fontes incentivadas).

Quanto ao desconto na TUSD, existem dois tipos. As usinas que entraram em operação antes de 31 de dezembro de 2003 têm direito a um desconto máximo de 100% sobre a parcela “fio” da TUSD. As demais usinas têm direito a um desconto máximo de 50% sobre a mesma parcela. Tais descontos são transferidos das usinas para os respectivos consumidores por elas atendidos, ou seja, consumidores atendidos por usinas com desconto de 100% têm direito a desconto de 100%, e consumidores atendidos por usinas com desconto de 50% têm direito a desconto de 50%.

Apesar do incentivo tarifário, as primeiras unidades de consumidores especiais foram modeladas no MAE (atual CCEE) somente no início de 2003, atendidas por meio da energia gerada pela PCH Pesqueiro, localizada no rio Jaguariaíva, Paraná. Nem a PCH Pesqueiro nem as unidades consumidoras eram, na época, agentes do MAE, e ambas passaram a ser representadas no MAE por meio da Electra Energy, a verdadeira pioneira no atendimento a consumidores especiais.

Muitos problemas se seguiram, pois o atendimento a consumidores especiais não era totalmente regulamentado na época. O desconto na TUSD, por exemplo, foi regulamentado somente em agosto de 2004, pela Resolução Aneel 77, o que significa que os primeiros consumidores especiais atuaram durante algum tempo sem desconto algum.

Uma das primeiras providências tomadas pela ANEEL para garantir o atendimento dos consumidores especiais foi exigir que os contratos de compra e venda de energia fossem registrados naquele órgão antes da modelagem da carga na CCEE. A ANEEL passava assim a atuar como garantidora de que o consumidor era realmente atendido por uma fonte incentivada, tendo direito à modelagem na CCEE e ao desconto na TUSD.

Outro problema era que a CCEE não conseguia separar energias convencional e incentivada em seu processo de contabilização, o que abria lacunas para o aproveitamento indevido de montantes de energia convencional, que poderiam ser vendidos a consumidores especiais como se fossem energia incentivada. A situação foi finalmente regulamentada pela Resolução ANEEL 247/2006, que, dentre outras providências, disciplinou os Contratos de Compra de Energia Incentivada (CCEI), tornou obrigatória a instalação do Sistema de Medição e Faturamento (SMF) do consumidor e determinou que a CCEE deveria alterar suas regras e procedimentos de comercialização de modo a adequá-las ao atendimento dos consumidores especiais.

Após o início conturbado, o mercado de consumidores especiais consolidou-se e continua em crescimento, por duas razões principais. A primeira é aquela que existiu desde o início, ou seja, a obtenção de prêmios de economia em relação ao mercado cativo. A segunda é uma maior profissionalização de algumas comercializadoras de energia, que deixaram de ver os consumidores especiais como um mercado secundário e passaram a vê-los como um mercado importante. Prova disso é que, hoje, dos 938 agentes consumidores modelados na CCEE, mais de metade são consumidores especiais, número que cresceu 95% em relação ao início de 2009.

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>.

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.