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

O “risco Congonhas”

Uma das frases do célebre “Macaco Simão” tornou-se tristemente real ontem: “Eu não tenho medo de voar. Tenho medo é de aeroporto!”

O que dizer sobre o acidente em Congonhas que já não tenha sido dito? O que dizer que já não esteja em todos os jornais do mundo, em todos os sites, em todos os blogs, em todos os grupos de discussão? Mesmo assim, é preciso dizer alguma coisa, pois não é possível deixar passar em branco esse desastre.

Já que o Brasil é movido a solavancos e crises, talvez as coisas mudem daqui para frente. Talvez o governo se conscientize de que é preciso privatizar o setor aéreo, pois os órgãos e funcionários estatais não têm incentivos para melhorias. Após as honras aos mortos de Congonhas, com a percepção do risco aeroportuário subitamente elevada, talvez haja pressão popular suficiente para que o governo perceba que não temos o melhor sistema do mundo e que reformas são necessárias e urgentes. Talvez. Todavia, mesmo que a reforma do setor começasse hoje, serão necessários dois ou três anos, em uma estimativa muito otimista, para que algum resultado surta efeito.

É uma pena. Todas as medalhas conquistadas pelos atletas brasileiros ontem indicavam que hoje seria dia de festa. O acidente com o avião da TAM mostrou como o Pan-americano é irrelevante, além de ter deixado claras duas coisas, ambas indicadas por mim no post de ontem, publicado horas antes do desastre: (a) investimentos em esportes não são importantes para o crescimento econômico de um país, especialmente tratando-se de um país com infraestrutura deficiente; (b) existe um tradeoff econômico entre investimentos em esportes e investimentos em outros setores da economia.

Em outras palavras, se o governo insiste em fazer tudo com verbas públicas, mas se não há dinheiro para fazer de tudo, o racional teria sido investir o dinheiro do Pan-2007 nos setores realmente deficitários. O setor aéreo e as vítimas de Congonhas teriam agradecido.

Um curto comentário sobre Angra 3

No último dia 25, o Conselho Nacional de Política Energética aprovou, em sua primeira reunião do ano (socorro!), a construção da usina nuclear Angra 3, com potência de 1.350 MW. A decisão ainda depende do aval do presidente da República, mas a Eletronuclear pretende iniciar as obras ainda em 2008.

Em meio aos brados de ambientalistas e partidários da opção nuclear, cada um deles gritando por razões diferentes, parece ter passado despercebido um ponto fraco do projeto: Angra 3 será uma usina estatal. Por razões óbvias, o nacionalismo vigente jamais deixará que uma usina nuclear seja construída e operada pela iniciativa privada. Trata-se de decisão discutível para um governo que anda esbanjando em seus gastos.

Outro ponto fraco é que o modelo de venda da energia de Angra 3 provavelmente será no estilo “goela abaixo” usado em Itaipu: as distribuidoras adquirem cotas e as repassam obrigatoriamente aos consumidores cativos. Isso sem falar no modo de operação das nucleares no Brasil, que despacham sempre fora da ordem de mérito e provocam o vertimento das usinas hidráulicas, especialmente no período úmido.

Muita discussão ainda será necessária. Do ponto de vista da engenharia pura, o projeto é obviamente interessante, renderá algumas visitas técnicas e criará empregos para os nossos poucos engenheiros nucleares. O mercado, por outro lado, sairá perdendo, assim como os consumidores. Mais energia nas mãos de estatais. Mais contratos negociados de forma inflexível e anacrônica.

Imagem do dia

Não posso deixar passar em branco essa fotografia de um garotinho relaxando no aeroporto de Guarulhos (SP), conforme recente recomendação da ministra do turismo.

É preciso iniciar urgentemente o processo de privatização do setor aéreo brasileiro, sob risco de colapso total! Não se trata apenas do desconforto causado aos passageiros, o que já seria motivo suficiente, mas também das perdas causadas pela interrupção de negócios, atrasos na entrega de mercadorias e documentos e aumento do risco de acidentes. Vamos esperar que caia outro avião para tomarmos alguma atitude?

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 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 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.

CNBB: uma no cravo, outra na ferradura

Em entrevista coletiva organizada pela Conferência Nacional dos Bispos do Brasil (CNBB) na última sexta-feira, Dom Aldo Pagotto, presidente da Pastoral Social da CNBB, fez duras críticas ao programa Bolsa Família:

“Não estamos muito satisfeitos com o programa como está. No Nordeste existem pessoas que não querem trabalhar porque se contentam com o mínimo. As pessoas precisam ser inseridas no mundo do trabalho. A capacitação não pode ser só pelas universidades, mas é preciso investir em educação profissionalizante para os trabalhos. Do modo como está sendo levado, (o Bolsa Família) é um programa assistencialista que vicia. É só uma ajuda pessoal familiar. O povo tem que se organizar. Do jeito como está, levou à acomodação e ao empanzinamento”.

É surpreendente que uma entidade representante da era do bronze, que frequentemente sugere coisas como a suspensão do pagamento da dívida externa, ato que mergulharia o Brasil em mais uma década perdida, seja capaz de esboçar um raciocínio com um mínimo de validade econômica. Só faltou citar o termo "incentivo perverso".

Contudo, para mostrar que continua aferrada às práticas do passado, quando o Estado era o único e grande empreendedor do país, o representante da CNBB diz que "foi providencial que o governo tenha colocado 'freios' na onda de privatização instalada durante o governo de Fernando Henrique Cardoso". A CNBB informa ainda que quer realizar um "plebiscito educacional" sobre a privatização da Companhia Vale do Rio Doce, no momento uma das empresas mais lucrativas do país e cuja estatização seria um retrocesso impensável. Tudo bem. Os plebiscitos da CNBB rendem tantos resultados quanto os pedidos por paz do Papa.

O presidente da Caritas (organismo da CNBB), D. Demétrio Valentini, afirma que "é preciso ter coragem para conferir o que foi feito" (na privatização da Vale). Ele se esquece de dizer que a Vale foi privatizada em leilão público e que cabe ao Judiciário, não à Igreja, investigar possíveis irregularidades. Também se esquece de dizer que o verdadeiro ato de coragem teria sido fazer o pronunciamento sobre o Bolsa Família antes das eleições presidenciais.