No atual modelo, os contratos bilaterais

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1 A comercialização de energia elétrica no Brasil Dilcemar de Paiva Mendes* Aenergia elétrica pode ser comercializada por intermédio de contratos de compra e venda ou no mercado de balcão (também chamado de spot). Conceitualmente, contratos são mecanismos de comercialização de qualquer produto ou commodity e são documentos onde um comerciante concorda em entregar um produto ou serviço a outro comerciante, sob determinadas condições, em troca de certa quantia ou outros produtos ou serviços. Contratos constituem uma oportunidade para compradores e vendedores acor- darem antecipadamente sobre os termos de venda, e permitem empresas distintas negociarem umas com as outras, objetivando o gerenciamento de riscos em um sistema descentralizado e a proteção (hedging) contra a volatilidade de preços. Eles oferecem incentivos para o comportamento eficiente. No atual modelo, os contratos bilaterais podem ser celebrados em ambiente regulado ou no mercado livre, como está exemplificado no diagrama da figura 1. Os geradores que fazem a opção por não celebrar contratos de compra e venda de energia e se dispõem a vender no balcão são denominados geradores merchants. Entretanto, em função da grande volatilidade dos preços do mercado e das limitações no preço máximo do mercado de curto prazo não existem efetivamente geradores economicamente viáveis operando somente no balcão. Os geradores e os comercializadores devem demonstrar lastro de venda para 100% de seus contratos, de forma que a energia contratada possa ser disponibilizada ao mercado. No caso dos geradores, o lastro de venda pode ser composto por energia de geração pró- 68 ENGENHARIA/2007

2 Tabela 1 - Resultados dos leilões de energia velha REALIZAÇÃO DEZEMBRO/2004 ABRIL/2005 OUTUBRO/2005 Produtos Preço médio (R$/MWh) Energia (MWmédio) Energia (GWh) R$ * ,51 67,33 75,46 83,13 94,91 62, , , , , , , , , , , ,72 168,90 pria mais contratos de compras de energia. Da mesma forma, os comercializadores devem demonstrar que 100% da energia que estão vendendo são sustentados em contratos de compra. Por outro lado, as distribuidoras e os consumidores livres devem celebrar contratos de compra para 100% de suas respectivas cargas. Tais exigências de contratação caracterizamse como os principais instrumentos regulatórios de incentivo à expansão da capacidade instalada, sobretudo de geração. A existência de um ambiente de contratação livre (ACL) e um ambiente de contratação regulada (ACR) torna complexa, para a Aneel, a tarefa de estabelecer o escopo e o detalhamento das regras e regulamentos para contabilizar e liquidar as operações de compra e venda no mercado de curto prazo. Em princípio, os ambientes de contratação regulado e livre podem ser vistos como separados. Contudo, são complementares do ponto de vista dos participantes do mercado, dado que, exceto as distribuidoras e os consumidores cativos, todos os demais podem Gerador Distribuidor Cativo Gerador Distribuidor Cativo atuar nos dois ambientes. Outra importante característica do modelo é que a integração vertical das empresas de distribuição não é permitida. Isso significa que não podem ser proprietárias de ativos de geração, nem comercializar com consumidores livres. Isto é, elas podem atuar apenas no ambiente regulado, comprando por meio de leilões e vendendo para consumidores cativos. Essa é uma vantagem do modelo, porque reduz os prováveis e indesejáveis subsídios cruzados, em que as tarifas dos consumidores cativos poderiam patrocinar menores preços para os consumidores livres. Esse é um importante desafio regulatório. O mercado para consumidores livres aumentou 10 vezes nos últimos três anos, motivado pelos preços reduzidos no mercado spot. Em razão desse movimento, os encargos setoriais que são incluídos nas tarifas reguladas, tendem a ser cobrados, cada vez mais, de um número menor de consumidores cativos onerando as tarifas a que são submetidos. Desse modo, um ciclo vicioso pode ser formado: a opção de um consumidor por Gerador Livre Comercializador Figura 1 - Mecanismos de comercialização no novo modelo do setor elétrico brasileiro Obs.: Transações no mercado livre são representadas pelas linhas tracejadas e as linhas cheias representam as transações no ambiente regulado Gerador de fonte incentivada Livre/Especial tornar-se livre aumenta o custo da energia para o consumidor cativo, o que leva outros consumidores a se tornarem livres e assim sucessivamente. Ressalte-se que a legislação pertinente estabelece que o exercício da opção pelo consumidor não pode resultar em aumento tarifário para os consumidores remanescentes da concessionária de distribuição. É importante ressaltar as opções de comercialização de energia disponíveis para os geradores de fontes incentivadas como biomassa, eólicas e Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCHs). O incentivo para essas fontes de geração consiste na redução de no mínimo 50% e pode chegar a 100% dos custos de uso do sistema de distribuição. Os consumidores livres e os chamados consumidores especiais (aqueles cujas demandas são igual ou superior a 500 kw) quando adquirirem energia de geradores de fontes incentivadas também têm direito ao desconto no uso da rede de distribuição (figura 2). O MERCADO DE CURTO PRAZO As características mais importantes do mercado spot brasileiro são a existência de um operador do mercado (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE) que centraliza as transações de compra e venda de energia; custos e os preços associados diretamente ao despacho econômico; os preços semanais calculados ex-ante; a demanda passiva no mercado atacadista; e a inexistência de pagamentos por capacidade. O sistema considerado pelo operador do mercado é constituído de aproximadamente 70 reservatórios. Para reduzir a sobrecarga computacional e representar sua interdependência hidrológica, eles são agregados em reservatórios equivalentes. Quatro subsistemas passam a ser representados pelos seus corresponden- ENGENHARIA/

3 Tabela 2 - Resultado do 1º leilão de energia nova (Dezembro/2005) HIDRÁULICAS TERMOS Produto Nova Velha não construída Velha em operação Emergenciais Energia (MWmédio) Energia (GWh) Preço médio (R$/MWh) 2008-H H H30 Total Hidro 2008-T T T15 Total Ter ermo , , , ,5, , , , , ,95 114,28 115,04 114,43 132,26 129,26 121, , 1 8 tes reservatórios equivalentes, nos quais as principais características são a capacidade de geração e o fluxo de energia. Esses quatro subsistemas são denominados submercados, caracterizados, principalmente, pelas restrições de transmissão entre eles. O Operador Nacional do Sistema Elétrico, ONS, utiliza uma cadeia de modelos de otimização para determinar o despacho de custos mínimos de operação. Os modelos usam programação dinâmica dual estocástica para definir o perfil das unidades de geração, para cada horizonte de planejamento, visando a calcular o custo marginal de operação no curto prazo para os quatro submercados. As informações essenciais para uma operação otimizada são: a previsão de vazões, o perfil da carga, a configuração da rede, a disponibilidade dos recursos de geração e o planejamento de geração e transmissão. O operador do mercado utiliza os mesmos modelos de otimização do operador do sistema para determinar o preço de liquidação de diferenças ( pld ) em base semanal, para três patamares de carga (pesada, média e leve) e para cada submercado. Esses valores são limitados por um preço mínimo de 16,92 reais por MWh e um preço máximo de 515,80 reais por MWh. Somente as restrições de transmissão entre submercados são consideradas e, dessa forma, os preços de liquidação de diferenças podem diferir significativamente do custo marginal de curto prazo. Um aspecto importante é que para a contabilização das transações de compra e venda de energia no mercado de atacado e definição do pld, a CCEE considera diversas fontes de receitas e pagamentos, que constituem os componentes para formar o resultado financeiro (contabilização) dos agentes no mercado no âmbito da CCEE. Esse resultado pode ser positivo ou negativo e assim os agentes, dependendo do caso, seriam vendedores ou compradores no mercado spot, com correspondente crédito ou débito. Uma dessas fontes de receitas e pagamentos é a exposição ao pld por desvios contratuais. O mercado atacadista brasileiro pode ser tratado como um mercado de diferenças, em que um agente gerador fica exposto ao pld sempre que sua respectiva geração (ou energia alocada) for menor do que o montante de energia contratado. Do mesmo modo, um agente comercializador fica exposto ao pld sempre que seus contratos de compra totalizarem menos energia que seus contratos de venda. Um agente de distribuição, por sua vez, um consumidor livre fica exposto ao pld toda vez que seu consumo for maior que o total da energia que cada um deles tem contratado. Leilão regulado Distribuidora I Distribuidora II Geração Distribuída: licitação com publicidade, transparência e igualdade de acesso ~ Livre > 3 MW III Por determinação da Aneel os participantes são obrigados a apresentar garantias financeiras para comercializarem nesse mercado. As garantias financeiras são estabelecidas todo mês para cada agente setorial, de acordo com a expectativa da contabilização de cada período de liquidação, considerando o histórico de períodos anteriores. O MERCADO DE LONGO PRAZO Uma mudança relevante introduzida pelo atual modelo brasileiro para o setor elétrico está relacionada aos arranjos para as contratações de longo prazo. No modelo anterior era permitido aos participantes do mercado celebrar contratos por meio da livre negociação. Atualmente, as distribuidoras somente podem celebrar contratos bilaterais com geradores se os contratos de comercialização de energia no ambiente regulado (CCEARs) resultarem de leilões regulados, cujas regras assegurem publicidade, transparência e acesso não discriminatório. Geração incentivada (Biomassa, eólicas e PCHs) Desconto de no mínimo 50% da TUSD Especial > 0,5 MW IV Livre negociação Desconto de no mínimo 50% da TUSD Figura 2 - Mecanismos de comercialização para geradores de fontes incentivadas 70 ENGENHARIA/2007

4 Os leilões são realizados tal qual uma estrutura de mercado do tipo comprador único. As distribuidoras são solicitadas a informar suas necessidades de carga, que são agregadas para construir a curva de demanda do sistema. Eles resultam em múltiplas transações bilaterais, nas quais uma distribuidora celebra tantos CCEARs quanto for o número de geradores vencedores no certame. Uma distribuidora não pode discriminar entre geradores, ao contrário do que acontecia no modelo anterior, em que essa possibilidade acabou incentivando compras verticalizadas, distorcendo o mecanismo de self-dealing, agora eliminado. Os CCEARs decorrentes do leilão de energia velha devem ter no mínimo cinco anos. Para o caso da energia nova, a duração mínima do contrato é de 15 anos e a máxima é de 30 anos, sendo que os CCEARs para usinas hidroelétricas são celebrados na modalidade quantidade e para usinas termelétricas são celebrados na disponibilidade. Considerando um dado ano para iniciar o suprimento de energia elétrica, dito ano A, os leilões de energia velha podem ser realizados no ano anterior, ano A-1. Por outro lado, para assegurar a expansão da oferta de acordo com os acréscimos da demanda, os leilões de energia nova podem acontecer três (A-3) ou cinco (A- 5) anos antes do início de suprimento. Esses dois tipos de leilão são essenciais para sinalizar que os contratos decorrentes destes eventos tornarão viável a expansão do sistema de geração e estão sob a responsabilidade da Aneel. Considerando esse contexto, é esperado que as tarifas pagas pelos consumidores finais reflitam a média dos custos de produção de energia velha e nova, o que, em circunstâncias normais, é menor do que o custo marginal de expansão, obtido no leilão para novos empreendimentos. PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO O planejamento da expansão dos segmentos de geração e transmissão (G&T) é executado em três fases interligadas que abrangem os horizontes de longo (ao menos 20 anos), médio (no mínimo 10 anos) e curto prazos (cinco anos). O planejamento de longo prazo inclui os estudos associados à avaliação da disponibilidade de recursos de geração, a evolução da demanda de energia, as restrições ambientais e as estratégias para expansão da rede de transmissão. O planejamento de médio prazo, permite a elaboração de uma lista de projetos de geração e transmissão pela ordem do mérito econômico, para atender à demanda esperada ao mínimo custo. No programa de curto prazo, são realizados os ajustes no plano de expansão. O planejamento de longo e médio prazo é de responsabilidade do Ministério de Minas e Energia, MME, tendo por base os estudos realizados pela Empresa de Pesquisa Energética, EPE. Já o de curto prazo compete ao operador do sistema, ONS, seguindo diretrizes do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, CMSE, especialmente se há qualquer perspectiva de desequilíbrio entre oferta e demanda. Recentemente foi publicado pelo MME o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica para o período Dois mecanismos permitem aos participantes do mercado, além de especialistas, o meio acadêmico e a sociedade, contestar os planos de expansão de geração e transmissão de energia elétrica. As hipóteses, critérios, estratégias e metodologias usadas nos estudos, assim como o próprio plano de expansão, podem ser questionados. Também é permitida aos investidores a proposição de projetos alternativos durante o processo de licitação para a seleção das usinas. Assim, a expansão de geração requerida resultará do planejamento determinativo, seguido por um leilão para a escolha de quem será o investidor responsável pela construção dos novos empreendimentos. Será vencedora do leilão a proposta cuja venda de energia que tenha como conseqüência a menor tarifa. Esta estrutura é diferente da utilizada no modelo implementado nos anos 1990, em que o programa de o- bras de geração era apenas indicativo. Apesar dos sucessos dos leilões de concessões, esperava-se que o mercado criasse mecanismos de preços para os novos empreendedores. Isso, infelizmente, não aconteceu, pelo menos não da forma como se esperava. Colaborou para isso a não privatização do controle das empresas estatais federais que detêm a maior parte do parque gerador brasileiro e a instabilidade do marco legal durante o racionamento de Com o atual modelo, a filosofia de planejamento da geração muda radicalmente e, naturalmente, como todo plano, também não se poderia assegurar a execução de todas as obras planejadas. No entanto, agora fica claro que o programa de obras é o de menor custo marginal de expansão e que haverá uma coordenação na elaboração dos estudos (antes vários potenciais empreendedores, de forma individual, investigavam um mesmo projeto), o que reduz de forma relevante os custos de desenvolvimento e tende a aproximar o planejado do realizado. Um aspecto interessante é que parte do sucesso da escolha do plano de expansão de custo mínimo está associada ao leilão para as novas usinas, o que exige esforços de coordenação de atividades entre o MME, a Aneel e a EPE. Caso todas as usinas oferecidas na licitação não sejam leiloadas, isso pode resultar em um déficit de energia no futuro. Ou seja, a relação entre a oferta e a demanda, ao longo do horizonte de planejamento e no instante de cada leilão, individualmente, é uma variável essencial para a competição no momento do leilão e para evitar que um eventual insucesso na licitação de uma das usinas provoque desequilíbrio na garantia do suprimento. Assim, esse é um aspecto fundamental no design dos leilões de novas usinas Na prática, com o atual modelo, o objeto da licitação de novas usinas passa a ser um certificado (o vencedor recebe o direito de assinar contratos regulados com todas as distribuidoras que apresentaram demanda), que, na verdade, é um ótimo instrumento de alocação de riscos. Nesse contexto, mecanismos de cálculo das garantias fi- ENGENHARIA/

5 nanceiras e diferentes arranjos de mitigação de riscos foram desenvolvidos na Aneel com o objetivo de minimizar os efeitos negativos já mencionados. Adicionalmente, a própria forma de distribuir as vendas de uma usina entre todas as distribuidoras é um importante instrumento de minimização de riscos, sobretudo os associados a eventuais inadimplências por parte dos compradores. Um exemplo é o leilão realizado em dezembro de 2004, para o produto cujo suprimento começa em O maior comprador teve uma participação de 14% do total das vendas de cada um dos geradores, sendo o total comercializado igual a 175,320 GWh. Leilões de energia existente As diretrizes para a elaboração desses leilões são definidas pelo governo federal. Cabe à Aneel, no entanto, a elaboração das regras (edital e documentos correlatos), além de supervisionar o certame. A Aneel delegou à CCEE a execução dos leilões até hoje realizados. O primeiro leilão de energia velha foi realizado em dezembro de 2004 com o formato do tipo híbrido: combinando na primeira fase o leilão simultâneo (três produtos ao mesmo tempo), de múltiplas rodadas, e do tipo uniforme de preço decrescente, e, na segunda fase, um leilão fechado, em uma só rodada, do tipo por pagamento discriminatório¹. A demanda do sistema é determinada pela composição das declarações da necessidade de cada concessionária de distribuição, como em um modelo de comprador único. Neste primeiro leilão o preço inicial foi estabelecido e os potenciais vendedores ofereceram quantidades para os produtos disponíveis. Os produtos ( , e ) foram caracterizados, principalmente, pelo primeiro ano de suprimento e pela duração dos contratos, que foi de oito anos. Ao final da primeira fase, os vendedores qualificados ofereceram preço e quantidade para os produtos. A primeira fase foi projetada para determinar preço marginal, enquanto na segunda fase adotou-se a regra de preço discriminatório, como descrito. O segundo e terceiro leilões para comercialização de energia velha ocorreram em abril e outubro de 2005, respectivamente. Excluindo pequenos ajustes, foram realizados com base nas mesmas regras do primeiro. Uma das diferenças observadas no segundo certame, no entanto, reside no mecanismo de oferta de preço e quantidades na segunda fase: os vendedores qualificados na primeira fase puderam oferecer até dois pares preçoquantidade. Os produtos do segundo leilão foram CCEARs com suprimento por oito anos iniciando-se em 2008 e 2009 ( e ). Somente o produto foi vendido no segundo leilão. No terceiro leilão foram oferecidos os seguintes produtos: CCEARs com início de suprimento em 2009 por oito anos de duração ( ) e CCEARs com início de suprimento em 2006 por três anos de duração ( ). Importante ressaltar que os dois produtos foram leiloados separadamente e conforme definido nas regras, não existia a possibilidade de migração dos potenciais vendedores de um produto para o outro. De fato, esse leilão foi inclusive nomeado de terceiro e quarto leilões de energia de empreendimentos existentes. A análise dos preços resultantes dos leilões sugere uma razoabilidade econômica na medida em que os preços dos produtos , , , e são crescentes 2. É razoável esperar que o crescimento da demanda sem o conseqüente aumento da oferta conduza ao aumento do preço. Além disso, observa-se que o produto (67,33 reais por MWh em dezembro/2004) é mais caro que o produto (62,95 reais por MWh em outubro/2005), o que novamente é razoável uma vez que os contratos têm duração diferentes e os mais longos tendem a ser mais caros. A tabela 1 apresenta resultados dos leilões de energia velha. O produto também foi ofertado em abril de 2005, mas não atraiu o interesse dos proponentes vendedores, resultando em compra frustrada para as declarações das distribuidoras para o ano de Conseqüentemente, o produto foi novamente ofertado no leilão de outubro/2005. Entretanto, o preço inicial do produto (outubro/2005) foi de 96 reais por MWh, significativamente inferior ao preço inicial do mesmo produto no leilão anterior (104 reais por MWh). Leilões de energia nova Leilões para novos empreendimentos são complementares ao planejamento da expansão da geração. A lei federal que instituiu o atual modelo define que o vencedor do leilão será o empreendedor disposto a construir a nova usina ou central geradora e a vender a energia pela menor receita requerida resultante dos CCEARs. Essa diretriz praticamente conduz a leilões de preços descendentes. Entretanto, o detalhamento das regras precisa ser definido, incluindo a decisão de leiloar os vários produtos simultaneamente ou de forma seqüencial. Outra escolha a ser feita é quanto à necessidade de utilização de preços de reserva. Para os futuros leilões, o governo novamente vai propor as diretrizes, mas o regulador (Aneel) enfrentará sempre um desafio de grandes proporções na elaboração das regras. De maneira similar aos leilões de energia existente, as distribuidoras fazem a previsão de suas necessidades de contratação para atender seus mercados consumidores e informam ao governo. Como em um modelo de comprador único, o governo facilitará a aquisição de energia por meio dos leilões. Com base nas demandas das distribuidoras e nos estudos de planejamento da EPE, os produtos para os leilões A- 3 e A-5 serão definidos. Os vencedores dos leilões receberão concessões ou autorizações para a construção dos novos empreendimentos e CCEARs com duração de, no mínimo, quinze e, no máximo, trinta anos. Nos leilões de energia nova os projetos são concedidos aos empreendedores que ofertarem menor preço. Este mecanismo difere substancialmente dos leilões de geração no modelo anterior, em que os vencedores dos leilões eram 72 ENGENHARIA/2007

6 Tabela 3 - Resultado do 2º leilão de energia nova (Junho/2006) Produto Nova Velha não construída Velha em operação Emergenciais Energia (MWmédio) Energia (GWh) Preço médio (R$/MWh) aqueles que ofereciam o maior prêmio pela concessão. Já foram realizados dois leilões de energia nova: o primeiro em dezembro de 2005 (tabela 2), e o segundo em junho de 2006 (tabela 3). Para o primeiro leilão foi ofertado um produto tipo A-4, ou seja, CCEARs com início de suprimento em 2009 (2009-H30 e 2009-T15, para hidráulicas e térmicas, respectivamente). A oferta do produto tipo A-3 no segundo, também com início em 2009, permite uma comparação interessante entre a disposição de vender dos proponentes que participaram dos dois leilões. Primeiramente, observa-se que o preço do produto 2009-H30 do leilão de junho de 2006 (126,77 reais por MWh) resultou maior que o preço do mesmo produto do de dezembro de 2005 (114,28 reais por MWh) 3. Esse aumento também se verifica quando se compara o preço do produto 2009-T15 do leilão de junho de 2006 (134,25 reais por MWh) com o preço do mesmo produto 2009-T15 do leilão de dezembro de 2005 (129,26 reais por MWh). Esse fato, na realidade, tem uma razoabilidade econômica, uma vez que à medida que se aproxima o início de suprimento o preço do produto tende a aumentar. Por outro lado, pode-se inferir desse resultado que a realização de leilões consecutivos com a oferta de um mesmo produto permite aos proponentes vendedores exercitar um comportamento estratégico (reduzir sua participação em um determinado leilão, com a expectativa de que terão a oportunidade de vender mais caro num próximo) que lhes garanta maior rentabilidade na oferta de HIDRÁULICAS TERMOS 2009-H T1 T , , ,77 134,25 sua disponibilidade energética. Nesse sentido, para garantir o bom funcionamento do modelo, faz-se necessário pensar na possibilidade de realizar leilões A-1, A-3 e A-5 não mais do que uma vez por ano. Outra comparação que os resultados permitem é que para os preços dos produtos de fonte hidráulica do leilão de dezembro de 2005 (2008-H30, H30 e 2010-H30) são monotonicamente crescentes. Novamente, é razoável esperar que o crescimento do mercado puxa os preços para cima. Outro ponto que corrobora com esses valores crescentes é que as hidroelétricas que venderam em 2008 são usinas já em operação, não havendo, portanto, risco de projeto (o custo da obra já é conhecido) e risco de atraso (penalidades), o que permite submeter um preço menor. A maioria das hidroelétricas vendidas em 2010 são usinas novas, cujo projeto possui incertezas que são precificadas. Entretanto, isso não se observa nos preços dos produtos de fonte térmicas do mesmo leilão (2008-T15, 2009-T15 e 2010-T15), que são decrescentes. Esse comportamento nos preços pode ser explicado em razão da heterogeneidade dos custos variáveis dos empreendimentos termelétricos, em um cenário de disputa por múltiplos produtos. Houve uma concentração de antigas térmicas emergenciais e térmicas a biomassa no produto 2008, resultando em maior preço médio. Por sua vez, o Produto 2010 foi atendido com térmicas a carvão e a gás natural, o que resultou em um preço médio mais baixo. O preço médio do produto 2009 ficou entre os preços médios dos produtos 2008 e 2010, em decorrência da participação de empreendimentos movidos a biomassa. Em tese, a possibilidade de migração deveria prover o incentivo necessário para o ordenamento dos preços. Mas uma fração significativa da oferta térmica em 2010 era relativa a novo empreendimento térmico, que não poderia migrar para o produto 2008 ou Houve migração parcial de empreendimento a gás natural, que não foi total porque resultaria em redução do preço do produto Outra análise interessante é a comparação dos preços resultantes dos produtos com início de suprimento em 2009, considerando a compra frustrada do produto do leilão de energia velha de outubro de As distribuidoras tiveram que atender suas necessidades de energia naquele ano com CCEARs mais caros resultantes dos leilões de energia nova, que não necessariamente vendeu somente energia de empreendimentos novos. Aqui, novamente alguém poderia suspeitar de exercício de arbitragem por parte dos proponentes vendedores, dado que os empreendimentos botox 4 podem arbitrar entre os leilões de energia velha e nova, e as projeções de crescimento da demanda do mercado cativo são conhecidas pelo mercado com razoável precisão, esses agentes têm um forte incentivo para negociar energia com a mínima antecedência possível, uma vez que nessa situação seria possível extrair melhores preços e condições de venda. Notas 1 Conhecido na literatura internacional por pay-as-bid. 2 Mesmo considerando que os preços mostrados não estão na mesma base de tempo. 3 Ressalte-se que o preço máximo estabelecido pelo MME aumentou do leilão de dezembro/2005 para o de junho/ Usinas com outorga e energia não contratada até 16 de março de 2004, e com início de operação comercial até 1.º de janeiro de * Dilcemar de Paiva Mendes é engenheiro elétrico com mestrado pela UFRJ, doutorado pela University of Manchester Institute of Science and Technology, e atualmente é superintendente de Estudos Econômicos do Mercado na Aneel ENGENHARIA/