Mode commutation

Atualmente, no Brasil, os certificados de energia são emitidos mediante ato administrativo do MME, conhecidos como "portarias de garantia física". Na prática, os atos reconhecem a oferta energética de um dado empreendimento e autoriza a comercialização dessa energia independentemente da geração física verificada. É claro que existem regras e limitações para condicionar a atuação dos agentes e manter a estabilidade do mercado de energia.

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A principal razão para desacoplar a geração verificada da energia comercializável está na natureza do parque gerador brasileiro. Sistemas hidrotérmicos com predominância hidrelétrica apresentam acentuada volatilidade dos custos marginais de curto prazo [27], e consequentemente volatilidade dos preços, conforme se verifica na Figura 2.4.

Na grande maioria das situações, o preço da energia no mercado de curto prazo (mercado spot), denominado preço de liquidação das diferenças (PLD), pode ser considerado como idêntico ao CMO. De fato, o CMO resulta de simulações energéticas que consideram a realidade operativa do sistema. O valor base do PLD, por sua vez, é obtido a partir das mesmas simulações energéticas utilizadas para o cálculo do CMO, com a ressalva de que essas (utilizadas para o cálculo do PLD) são adaptadas de modo a desconsiderar as restrições conjunturais que afetam os limites de transferência energética entre os submercados e a oferta energéticas das usinas em teste. Limites regulatórios mínimo e máximo são aplicados ao valor base e consequentemente o PLD é obtido. Detalhes do procedimento de cálculo do PLD estão contidos em [71].

Em termos práticos, enquanto o CMO pode variar de zero até o custo do déficit adotado, o PLD varia em uma faixa bem menos ampla pois apresenta limites mínimo e máximo definidos anualmente pela Aneel. Em 2015, por exemplo, enquanto o CMO poderia variar de R$ 0,00/MWh até R$ 7.276,40/MWh [65], o PLD poderia variar de R$ 30,26/MWh até R$ 388,48/MWh [72]. Uma discussão interessante sobre a metodologia para o cálculo dos limites do PLD consta em [73].

Prosseguindo, se a comercialização de energia no Brasil ocorresse em um mercado de concorrência perfeita – ambiente no qual os preços praticados tendem aos custos marginais de curto prazo –, os geradores não teriam a garantia de um nível mínimo de receita. Logo, em tese, seria inviável o financiamento de grandes empreendimentos de geração na modalidade

project finance, modalidade de investimento na qual a garantia é composta pelos ativos e

recebíveis do projeto.

Outro fator relevante está relacionado ao acoplamento espacial das hidrelétricas. Diversos agentes podem atuar em uma mesma cascata. Desse modo, com vistas à segurança das barragens e à otimização da produção energética, a produção das diversas centrais deve ser programada e coordenada de modo centralizado, o que impede que cada agente defina estratégias individuais de geração. No Brasil, esse fenômeno pode ser considerado especial em função das dimensões dos rios, dos tamanhos dos reservatórios e da hidraulicidade tropical [28].

Figura 2.4 – Preço da energia no mercado spot do submercado Sudeste/Centro-Oeste (valores nominais, não deflacionados). Elaborado pelo autor a partir de dados da CCEE.

Na década de 1990, o MME contratou consultoria para a elaboração de um novo modelo institucional para o setor elétrico. Dentre as possibilidades aventadas, propôs-se o fim da coordenação centralizada do despacho. Assim, cada hidrelétrica elaboraria sua própria estratégia de produção. Todavia, a proposta não prosperou devido às consequências negativas que causaria, conforme registros contidos na literatura:

O Ministério de Minas e Energia contratou os serviços de consultorias externas, lideradas pela Coopers & Lybrand, para ajudar no desenho do novo modelo institucional. Infelizmente não foi possível disponibilizar as versões originais do relatório da consultoria internacional.

Nelas, fruto da pouca familiaridade com o sistema brasileiro, chegou-se a propor a transposição pura e simples do modelo competitivo inglês para o Brasil. Nessa opção, as usinas hidráulicas deveriam participar no mercado variando sua geração conforme sua performance competitiva, tal como se fosse uma usina térmica. Como demonstrado no capítulo anterior, caso esse esquema fosse adotado, o sistema perderia cerca de 20% de sua capacidade de oferecer energia assegurada. Um verdadeiro desastre. [28] Embora quantifique a eventual perda de capacidade de oferta decorrente de um modelo não centralizadamente coordenado de despacho da geração, a referência supratranscrita não descreve a metodologia adotada para a obtenção dessa perda. De qualquer modo, trata-se de um fenômeno que merece nova investigação e quantificação.

A estabilidade do certificado de energia concedido a um agente de geração decorre da necessidade de criar um ambiente seguro aos investidores. Dado que os projetos de geração, especialmente as hidrelétricas, são empreendimentos intensivos em capital e comumente

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financiados na modalidade project finance, torna-se difícil o desenho de um modelo setorial no qual os agentes não tenham previsibilidade da quantidade e do preço da energia que transacionarão no mercado.

Adicionalmente, existem fatores extrínsecos aos proprietários que afetam à contribuição energética das centrais geradoras. Como exemplo desse fenômeno, tem-se a construção de uma nova hidrelétrica na cascata, mudanças em restrições operativas, aumento nos usos consuntivos, variações dos preços dos combustíveis no mercado internacional.

Por outro lado, uma vez amortizados os investimentos associados à construção de um empreendimento, não há motivos para não revisar o certificado de energia concedido no passado. Nessa situação (de investimentos já amortizados), a opção por um modelo de mercado baseado em certificados de energia se justifica apenas pelo fato de que os operadores de centrais hidrelétricas não detêm autonomia para traçar estratégias de produção, devendo seguir metas de geração estabelecidas pelo ONS.

No entanto, todos esses conceitos que servem de base ao modelo de comercialização brasileiro devem ser revisitados, pois não é garantido, na prática, que a operação centralizada leva ao ótimo global ou, ao menos, a um nível de eficiência melhor do que poderia ser garantido pelo próprio mercado. Adicionalmente, conforme preconiza a Teoria da Escolha Pública, se essa centralização é administrada pelo Estado, grupos de interesse influenciam a tomada de decisão em benefício próprio e o interesse público fica relegado para o segundo plano. Em qualquer Economia não existem apenas falhas de mercado. Também existem falhas de governo.