São considerados como fatos relevantes acontecimentos, modificações regulatórias ou constatações práticas que imputam maiores riscos à atividade de comercialização de energia. Ao mesmo tempo, demandam maior atenção das equipes de mercado e compra de energia, com o objetivo de evitar prejuízos.
2.6.1 A Energia de Itaipu
Como já afirmado, a energia da usina de Itaipu compõe compulsoriamente os contratos de compra de energia elétrica das distribuidoras dos submercados Sul e Sudeste, sendo a Eletrobrás seu agente comercializador.
O Tratado de Itaipu foi assinado em 1973, colocando em termos bem gerais as questões estratégicas ligadas ao empreendimento. Questões técnicas e operacionais complementares foram abordadas através de Notas Reversais, preservando os fundamentos do Tratado. Já decisões que complementam o Tratado podem ser formalizadas através de Notas, envolvendo seus signatários.
Em 25 de julho de 2009, Brasil e Paraguai assinaram a Nota de Intenções nº 345 (MRE, 2010) contendo, entre seus 31 itens, os seguintes destaques: a autorização para o Paraguai vender energia de Itaipu e de outras usinas no mercado livre brasileiro; e, a elevação do fator multiplicador a ser aplicado sobre o valor pago pelo Brasil à energia cedida pelo Paraguai.
O Paraguai tem direito a 50% da energia gerada em Itaipu, porém o montante utilizado tem sido de apenas 8% (BRITO et al., 2010). O restante é vendido à Eletrobrás através de um preço fixo. O fator multiplicador dessa energia passou de 5,1 para 15,3. Consequentemente, o montante anual pago era da ordem de US$ 120 milhões e foi reajustado para US$ 360 milhões. Ainda segundo Brito et al. (2010), o custo anual para cada brasileiro será de R$ 2, cabendo às distribuidoras repassá-lo aos seus consumidores.
A possibilidade futura sobre a venda da energia secundária15 de Itaipu no mercado livre brasileiro é a maior fonte das incertezas. O montante estimado de energia é de 3 mil MW médios e especialistas avaliam que várias mudanças serão necessárias no Marco Regulatório,
15 Energia elétrica gerada acima da energia destinada à comercialização, ou seja,
prevendo ainda que muitos consumidores serão incentivados a migrar para o mercado livre tendo como incentivo a expectativa de preços mais baixos (CANAL ENERGIA, 2009). Às distribuidoras caberá, portanto, os ajustes em seus contratos de compra de energia visando equilibrar a contratação do mercado.
A possível retirada da energia de Itaipu do mercado cativo brasileiro poderá forçar a realização de novos leilões com forte possibilidade de instalação de usinas térmicas com custos elevados de geração. O reflexo para as distribuidoras será imediato com o aumento dos custos de aquisição de energia.
O ACL e o Paraguai não se beneficiariam da comercialização na nova modalidade devido aos riscos que não estão sendo equacionados adequadamente como a oscilação dos preços, custos de transmissão e conversão de frequência (BRITO et al., 2010). Os autores afirmam ainda que o acordo é puramente político e não faz sentido do ponto de vista do arranjo institucional do setor elétrico, do ponto de vista econômico e legal.
O assunto é tema de estudo do grupo de trabalho denominado GT Energia de Itaipu – GTEI, criado pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE (CNPE, 2009).
Outro tema envolvendo a energia de Itaipu e que afeta diretamente as distribuidoras é a redução da sua garantia física (MME, 2004). O instrumento regulatório define, entre outros itens, a redução de 430 MWméd. na energia passível de comercialização. Porém, a metodologia se aplica até o mês de dezembro de 2014. A partir de 2015 ainda não existe definição regulatória sobre o tema. As distribuidoras, por outro lado, declararam, em 2010, suas necessidades de energia elétrica para o ano de 2015 sem dispor de informações sobre a continuidade ou não da metodologia de cálculo em vigor atualmente.
2.6.2 Apuração do Lastro de Potência
Atendendo à determinação regulatória, as distribuidoras, a partir de 2015, deverão passar a contratar também a totalidade de seus mercados de potência. Operacionalmente, a CCEE irá verificar diariamente o atendimento do consumo ocorrido no patamar de carga pesada16, não havendo apuração se o patamar não existir. Após a
16 Patamares de carga representam horários nos quais o consumo de energia é
publicação dos resultados da contabilização, as distribuidoras terão quatro dias úteis para negociarem com geradores a alocação de energia nos dias em que o consumo superou os contratos modulados. A transação poderá ser onerosa ou não para a distribuidora, sendo que a liquidação ocorrerá bilateralmente e sem o conhecimento dos montantes financeiros por parte da CCEE.
Uma das críticas à apuração do lastro de potência foi a de que a maioria dos contratos, com exceção dos contratos bilaterais, possui modulação automática pelo perfil de carga de cada distribuidora. Assim, poderá ocorrer penalidade num processo em que a distribuidora terá pouca margem de atuação em função dos tipos de contratos de sua carteira. O comportamento da carga pode ser considerado como ponto positivo. A ocorrência do maior consumo fora do patamar pesado contribui para aliviar a exposição da distribuidora.
2.6.3 Neutralidade da Parcela A
A magnitude da Parcela A17, em comparação às demais componentes da receita requerida adicionada aos tributos, motiva as distribuidoras a requererem não apenas a neutralidade econômica dos custos não gerenciáveis, mas também a neutralidade financeira.
O redirecionamento da política de privatização no Brasil adicionou riscos regulatórios diferenciados entre as distribuidoras, refletindo-se em estruturas diferenciadas de contratos de compra de energia elétrica. Assim, o custo de aquisição da energia, embora dito não gerenciável e sem margem de comercialização, tem agregado riscos diferenciados entre as distribuidoras, como por exemplo, os decorrentes dos submercados existentes no SIN e os ligados aos contratos por disponibilidade.
Geralmente, uma distribuidora possui a totalidade de sua carga no submercado em que ela se encontra geograficamente. Por outro lado, grande parte de seus contratos pode estar registrada em outros submercados, podendo um percentual significativo ser da modalidade por disponibilidade. As diferenças de preços no mercado de curto prazo entre os submercados e o despacho de usinas térmicas elevam os riscos financeiros ligados à compra de energia elétrica. No ACR (leilões) os pesado abrange três horas consecutivas do dia em que ocorre o maior consumo de energia elétrica, não existindo em domingos e feriados.
17 Parcela de custos não gerenciáveis por parte da distribuidora. Refere-se aos
contratos são registrados no submercado do vendedor, ficando a distribuidora sujeita à diferença de preços entre submercados. Consequentemente, clientes cativos de diferentes áreas de concessão pagam preços diferenciados da parcela de energia elétrica.
3 MODELAGEM DETERMINÍSTICA DO PROBLEMA DA