SETOR ELÉTRICO LEILÃO DE ENERGIA NOVA: ANÁLISE DA SISTEMÁTICA E DOS RESULTADOS. Ricardo Cunha da Costa Ernesto Costa Pierobon

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1 LEILÃO DE ENERGIA NOVA: ANÁLISE DA SISTEMÁTICA E DOS RESULTADOS Ricardo Cunha da Costa Ernesto Costa Pierobon * Respectivamente, gerente setorial e economista do Departamento de Gás, Petróleo, Co-Geração e Outras Fontes de Energia da Área de Infra-Estrutura do BNDES. Os autores agradecem a contribuição de Lucia Maria Coelho Weaver e Priscila Branquinho das Dores. Qualquer omissão ou erro no artigo é de responsabilidade dos autores. SETOR ELÉTRICO

2 Resumo O presente artigo apresenta, de forma bastante simplificada, a sistemática de funcionamento dos leilões de energia nova. Inclui, também, uma análise dos resultados em termos de lotes (em quantidade) de energia negociados, bem como de garantia física a ser incorporada ao sistema elétrico e de evolução de preços de energia. Em termos de resultados, destaca-se a redução da oferta de hidreletricidade nos últimos anos, cau sada, em grande parte, pelo atraso de estudos sobre potenciais hidrelétricos das bacias hidrográfi cas. Por isso, nos próximos leilões, deverá haver maior participação de fontes termelétricas na matriz elétrica nacional. O marco regulatório sofreu modificações e aprimoramentos nas últimas décadas e o modelo atual tem se mostrado robusto para acompanhar a demanda estimada de energia do mercado cativo, atendida pelas distribuidoras de energia elétrica. Porém, destaca-se que há ainda muito a fazer para atrair o interesse de investidores privados em fontes renováveis de energia, para evitar que a matriz elétrica brasileira se torne mais suja, como também para contribuir com a redução dos riscos com a diversificação de fontes de suprimento de energia. 40 Leilão de Energia Nova: Análise da Sistemática e dos Resultados

3 Desde a década de 1990, o setor elétrico brasileiro passou por duas grandes transformações. Até a primeira metade da década, o setor era formado, basicamente, por empresas públicas responsáveis pela geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Com o planejamento centralizado, vultosas economias de escala eram obtidas com a geração em grande hidrelétrica combinada com interconexão das redes de transmissão. Introdução Em um contexto de desequilíbrios macroeconômicos, que geraram pressões infl acionárias durante a década de 1980, o governo evitava reajustes tarifários. Em conseqüência, o controle de preços levou as empresas do setor elétrico a perder capacidade de rea lizar investimentos. A reestruturação do setor começou em meados da década de 1990, com a quebra do monopólio estatal. Para isso, foi preciso desverticalizar as empresas do setor elétrico. O governo começou o processo pela privatização das empresas de distribuição de energia elétrica. As empresas foram negociadas pelo maior valor de lance para seus ativos nos leilões. Sob o controle do capital privado, algumas empresas optaram pelo retorno à verticalização, atuando desde a geração até a distribuição de energia. 1 Nessa confi guração do modelo regulatório, houve elevação das tarifas elétricas, principalmente no setor residencial, seja porque as tarifas estavam achatadas, seja porque o setor privado incluía na tarifa o ágio pago nos leilões, seja porque as empresas verticalizadas repassavam aos consumidores os custos da sua geração. Havia também a preocupação de que as empresas direcionassem seus recursos para áreas de maior rentabilidade, ou seja, para locais onde se encontram populações de maior renda. Outro problema detectado nesse período foi o abandono, por uma década, dos estudos de potenciais hidrelétricos das bacias hidrográfi cas, os quais, outrora, eram realizados pela Eletrobrás. Somente em 2004, com a criação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), essas funções foram retomadas. Hoje, há uma escassez de oferta de hidrelétricas por causa do atraso desses estudos. O descolamento entre oferta e demanda provocou a crise de abastecimento de energia elétrica em Mesmo em um contexto de elevados níveis de risco de défi cit elétrico, os empreendedores não se sentiram confortáveis para investir em um setor sob regulação incipiente. O governo elaborou o Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), contando com maior participação do gás natural na geração elétrica, mas as incertezas quanto ao fornecimento e à política de preços de gás natural eram elevadas e muitas usinas não chegaram a sair do papel. 1 Desde a Lei 9.074/95, o governo vinha buscando a desverticalização do setor elétrico, para facilitar o processo de privatização das empresas. BNDES Setorial, Rio de Janeiro, n. 27, p , mar

4 Em 2004, o governo preparou um novo modelo de regulação para o setor elétrico, que pregava a modicidade tarifária e considerava a eletricidade um serviço de utilidade pública. O novo modelo não permitiu que as empresas de distribuição participassem da geração de energia elétrica. A venda da energia elétrica no mercado cativo é feita por meio de leilões, dos quais as distribuidoras de energia só podem participar como compradoras. O modelo regulatório atual contém dois ambientes de contratação: Ambiente de Contratação Regulado (ACR) e Ambiente de Contratação Livre (ACL). O primeiro inclui o mercado cativo de energia das distribuidoras e estas são obrigadas a comprar energia de todas as geradoras participantes dos leilões com contratos de longo prazo. O segundo é o mercado de curto prazo, de que podem participar consumidores livres e comercializadores aptos a escolher seu fornecedor de energia elétrica. 2 Consumidores cuja demanda seja maior ou igual a 3 MW podem comprar energia de qualquer agente de geração ou comercialização de energia. Os consumidores com carga acima de 0,5 MW podem realizar negócios no âmbito do ACL desde que seja atendido por pequenas centrais hidrelétricas (PCH), geração a biomassa, usinas eólicas e sistemas de cogeração qualifi cada. 3 2 Em ambos os mercados, as distribuidoras e consumidores livres têm de possuir contratos que atendam a toda a sua demanda. 3 A Resolução Aneel 235/06 estabelece os critérios para classifi cação em co-geração qualifi cada para fi ns de políticas de incentivo à co-geração, levando-se em conta o uso racional e efi ciente do combustível utilizado e de uma participação mínima de geração elétrica em relação à energia total produzida na co-geração. 4 1 Lote = 1 MW médio (ou MWh/ano). Desde 2004, o volume de negócios no ACL cresceu bastante. Hoje, o ACL representa cerca de 25% do mercado de energia elétrica. O mercado cresceu graças ao excesso de oferta de energia no período pós-racionamento, quando os preços da energia no ACL estavam baixos. Em geral, os contratos têm duração entre três a seis anos e muitos vão expirar em breve, quando os preços de energia no ACL devem estar bem mais elevados. O presente artigo detalha a sistemática de funcionamento dos leilões de energia nova no ACR, resume algumas especifi cidades contratuais, apresenta de forma consolidada os resultados dos leilões realizados até o momento e avalia os preços obtidos. Privilegia-se aqui a análise sobre as termelétricas e as fontes alternativas de energia, uma vez que há pouca margem de manobra para entrada de novas hidrelétricas no curto/médio prazo. Leilões de Energia Nova Nos leilões de energia nova, os empreendimentos hídricos e térmicos são leiloados separadamente. Os hídricos são contratados sob regime de concessão por 30 anos e os térmicos, sob o regime de autorização por 15 anos. Há uma etapa do leilão na qual são negociados preços de venda da energia e uma outra etapa na qual são negociadas as quantidades em lotes de energia 4 para o ACR. O leilão é do tipo reverso, no qual os lances de preços são decrescentes. O lance inicial do leilão é o menor valor entre o 42 Leilão de Energia Nova: Análise da Sistemática e dos Resultados

5 preço-teto, divulgado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), e o preço de referência, divulgado pela EPE. É importante destacar que os empreendimentos hídricos têm o objetivo de atender à base da curva de carga diária de energia elétrica, enquanto os empreendimentos térmicos operam, preferencialmente, para atender ao pico da curva de carga ou para atender à demanda durante o período de estiagem. a. Sistemática de Funcionamento dos Leilões O leilão é dividido em fases, etapas e rodadas, que são realizadas de forma seqüencial. A primeira fase do leilão é restrita aos empreendimentos hídricos. A segunda fase é composta da etapa hidro e da etapa termo. Em cada uma dessas etapas, há rodadas uniformes e rodadas discriminatórias. A estrutura dos leilões é apresentada na Figura 1. O leilão começa pelos projetos hídricos e para cada empreendimento é estabelecido previamente um preço máximo, bem como a demanda e a oferta de referência. Na primeira fase do leilão de empreendimentos hídricos, os concorrentes fazem os seus Figura 1 Sistemática de Funcionamento dos Leilões 1ª FASE Direito de Participação Etapa Inicial Etapa Contínua 2ª FASE Disputa pelos Produtos Etapa Hidro Etapa Termo Rodadas uniformes Rodada discriminatória Rodadas uniformes Rodada discriminatória Fonte: Apresentação sobre Sistemática dos Leilões pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). BNDES Setorial, Rio de Janeiro, n. 27, p , mar

6 lances únicos a um preço menor ou igual ao preço de lance (PL). Se o menor lance for inferior em mais de 5% a qualquer outro lance, conclui-se a etapa inicial da primeira fase do leilão. Caso contrário, os concorrentes cujos lances não sejam superiores a 5% do lance mínimo continuam disputando o empreendimento na etapa contínua da primeira fase com lances de preços. 5 Na segunda fase para empreendimentos hídricos, os lances são realizados em lotes de energia (quantidade) nas rodadas uniformes, associados a um preço de lance defi nido automaticamente pelo sistema. Encontrado o ponto de equilíbrio entre oferta e demanda em quantidade de lotes a um preço prefi xado, o leilão entra na rodada discriminatória, quando há um único lance de preço associado à quantidade de lotes classifi cada para essa rodada. Os empreendimentos térmicos são leiloados na segunda fase do leilão e o pregão se inicia após a conclusão da segunda fase hídrica. O processo é similar ao da segunda fase hídrica, com rodadas uniformes para negociar quantidades de lotes e uma rodada discriminatória com lances únicos de preço. A EPE elaborou a metodologia do Índice de Custo-Benefício (ICB), detalhada mais adiante, de forma que os empreendimentos termelétricos pudessem ser comparados entre si. Figura 2 Sistemática dos Leilões de Empreendimentos Hídricos ETAPA HIDRO 1ª RODADA UNIFORME Cálculo da Demanda e da Of. Ref. Hidro sim Oferta Hidro > 0? não Nova Rodada Uniforme PC Dec = PL sim Qtd.Ofertada>=Of.Ref.? não Rodada Discriminatória 5 Após a primeira rodada, o PL é igual ao preço corrente (PC) menos um decremento (Dec). Etapa Térmica Fonte: Apresentação sobre Sistemática dos Leilões pela CCEE. 44 Leilão de Energia Nova: Análise da Sistemática e dos Resultados

7 Figura 3 Sistemática dos Leilões de Empreendimentos Térmicos 1ª Rodada Uniforme Termo Cálculo da Demanda Termo Cálculo Of. Referência Termo Atualiza CMC Nova Rodada Uniforme PC=Dec=PL não Algum Emp. c/ubp Teve o PVF Impactado? sim Qtd. Ofertada>= Of. Ref.? não Rodada Discriminatória sim Ratificação de Lance para Emp. c/ubp Encerramento do Leilão Fonte: Apresentação sobre Sistemática dos Leilões pela CCEE. b. Especificidades Contratuais Há dois tipos de contratos (CCEAR Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado) sendo celebrados no ACR. Nos leilões de energia nova que ocorreram até o momento, as usinas hidrelétricas foram contratadas por quantidade de energia elétrica por 30 anos e as usinas termelétricas foram contratadas por disponibilidade de energia elétrica por 15 anos. Cada gerador celebra contratos com todas as distribuidoras participantes do leilão e os seus lotes vendidos (em MW médio) são alocados proporcionalmente à demanda de cada distribuidora. Os contratos por quantidade (hidrelétricas) devem prever os custos de transmissão de energia até o ponto de entrega, ou seja, até o centro de gravidade do submercado no qual está localizado o empreendimento de geração. 6 Nessa modalidade, os custos decorrentes dos riscos hidrológicos devem ser assumidos pelos agentes vendedores, ou seja, o gerador se responsabiliza por entregar o montante de energia contratado por um preço predeterminado, seja produzindo fi sicamente, seja comprando a diferença no mercado livre. A modalidade contratual por disponibilidade (termelétricas) garante uma renda fi xa anual ao gerador paga pelas distribuidoras, como se estas alugassem a usina. Sempre que o Operador Nacional do Sistema (ONS) emitir um comando de despacho para o gera- 6 As perdas na transmissão entre o gerador e o ponto de gravidade de seu submercado são arcadas pelo gerador. BNDES Setorial, Rio de Janeiro, n. 27, p , mar

8 dor, as distribuidoras também vão pagar o custo variável declarado quando da habilitação técnica para participação no certame. Nesse tipo de contrato, além de pagar uma receita fi xa, as distribuidoras são responsáveis pelas parcelas variáveis do custo operacional e das transações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Portanto, ao contrário do contrato por quantidade, nesse contrato, transfere-se às distribuidoras o risco hidrológico. Todavia, o gerador é responsável pela aquisição do combustível, ou seja, o gerador corre o risco do fornecimento de combustível. 7 Os contratos são reajustados pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), exceto a parcela relativa ao combustível das termelétricas com base em derivados de petróleo, gás natural e carvão mineral importado. Nesses casos, o custo com combustíveis é reajustado anualmente conforme a Portaria MME 42, de 1º de março de 2007, e a Portaria MME 46, de 9 de março de 2007, o que contribuiu para reduzir o risco de descasamento de índices de reajuste dos contratos e de reajuste de preços de combustíveis. c. Índice de Custo-Benefício O Índice de Custo-Benefício (ICB) é utilizado para a ordenação econômica de empreendimentos de geração termelétrica, diferentemente dos empreendimentos hídricos, os quais são leiloados em função da tarifa de energia elétrica. O critério de decisão consiste em selecionar os projetos pelo menor ICB. Para cada empreendimento de geração, o ICB (em R$/MWh) é defi nido como a razão entre o seu custo total esperado (custos fi xos e variáveis em R$) e o seu benefício energético (garantia física em MWh), sendo calculado da seguinte forma: ICB = [Custos Fixos + E(COP) + E(CEC)]/ Garantia Física Destaca-se que o ICB não pode ser considerado o preço da energia oriundo do empreendimento térmico. Esse índice é utilizado para uma efi ciente ordenação econômica de empreendimentos termelétricos, por isso o critério de escolha do menor para o maior valor de ICB. De fato, por ser um índice que é função de duas variáveis aleatórias (COP e CEC), o ICB também é uma variável aleatória, que sinaliza o custo esperado de geração de energia futura de uma determinada fonte térmica. 7 Esse risco é muito pequeno para combustíveis negociados em mercados líquidos (commodities), mas não pode ser negligenciado nos casos de mercados com baixa liquidez, como o mercado atual brasileiro de gás natural. O termo Custos Fixos CF (em R$/ano) representa a receita requerida pelo investidor para cobrir o custo total de implantação do empreendimento, incluindo os custos socioambientais, os juros durante a construção e a remuneração do investimento, além de todos os custos fixos relativos à operação e à manutenção da usina, tais como o custo fixo de combustível associado ao nível de inflexi- 46 Leilão de Energia Nova: Análise da Sistemática e dos Resultados

9 bilidade operativa (take or pay e ship or pay), o custo de conexão à rede básica e tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição (TUST e TUSD), impostos, taxas, encargos setoriais etc. O Valor Esperado do Custo de Operação COP (em R$/ano) é calculado pela EPE para cada empreendimento em função do custo variável da usina (em R$/MWh), multiplicado pela geração da usina termelétrica em cada mês acima da sua infl exibilidade declarada. É uma variável aleatória porque vai depender do nível de despacho esperado nos cenários futuros de demanda de energia elétrica. O COP é calculado para os 120 meses (m) e para cada um dos cenários hidrológicos (c), estabelecidos no Plano Decenal de Expansão do Sistema Elétrico. COP = m c COP cm, i = 1 i = 1 12 m c É importante observar que uma termelétrica com baixo custo fi xo e elevado custo variável (por exemplo, a óleo diesel) é bastante competitiva se a expectativa de despacho termelétrico no longo prazo for muito baixa. É economicamente mais efi ciente para gerar eletricidade eventualmente, caso ocorra um acidente em uma outra usina do submercado ou funcione durante poucas horas no ano, no período de estiagem, ou funcione durante poucas horas do dia no horário de pico da demanda. À medida que a necessidade de despacho termelétrico esperado aumenta, usinas de custo variável mais baixo, como as usinas a gás em ciclo combinado e usinas a carvão, tornam-se mais competitivas. Por isso, a otimização do sistema elétrico é obtida com a diversifi cação de fontes de energia, combinando-se sazonalidades de demanda e de oferta. Note-se também que, se a usina termelétrica tiver de despachar na prática um número de horas maior do que foi estimado no cálculo do COP, o custo de geração vai ser maior do que o previsto. Isso ocorre quando há escassez de água nos reservatórios das hidrelétricas ou quando a demanda de energia elétrica cresce mais do que o previsto pelas distribuidoras. O Valor Esperado do Custo Econômico de Curto Prazo CEC (em R$/ano), que também é uma variável aleatória, resulta da multiplicação entre: (i) valores esperados para os custos marginais de operação CMO (limitados ao preço de liquidação BNDES Setorial, Rio de Janeiro, n. 27, p , mar

10 das diferenças PLD mínimo e máximo vigentes estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica Aneel); (ii) as diferenças mensais apuradas entre o despacho esperado para cada usina (Gera) e sua garantia física (GF); e (iii) o número de horas esperados de operação (nº horas) em cada mês, conforme fórmula a seguir. CEC = CMO x (GF Gera) x nº horas O CEC é calculado para cada mês e para cada um dos possíveis cenários hidrológicos, dentro do horizonte de planejamento do Plano Decenal. O CEC anual de uma usina é a média dos CEC mensais de todos os cenários, conforme fórmula abaixo: CEC = m c i = 1 j = 1 CEC m c cm, 12 O CEC assume valor positivo nos meses durante os quais se espera que a usina gere menos energia do que a sua garantia física e assume valor negativo quando se espera que a geração mensal seja superior à garantia física. Mas como a geração pode ser maior do que a garantia física da usina? A garantia física é um valor médio mensal. Somam-se as disponibilidades mensais (Disp) e divide-se o total por 12, conforme fórmula abaixo: GF = Σ Disp/12 No caso de geração sazonal, a geração (Gera) pode ser superior à garantia física em alguns meses do ano. Para a geração a bagaço de cana, por exemplo, nos meses da entressafra, quando não há geração elétrica (Gera = 0), os valores de CEC são positivos. Durante a safra, os valores de CEC são negativos, pois GF < Gera. A geração a bagaço de cana na Região Sudeste apresenta médias anuais ou plurianuais de CEC negativas porque a energia é produzida nos meses de escassez de eletricidade (Gera > GF), quando o CMO está elevado (e, em conseqüência, o PLD está elevado). Porém, na entressafra, quando os geradores a bagaço precisam recorrer ao mercado para cumprir seus contratos, o CMO encontra-se em níveis baixos. Em síntese, nos meses de escassez de hidreletricidade, o CMO é elevado e GF Gera < 0, enquanto nos meses de excesso de oferta de hidreletricidade o CMO é baixo e GF Gera > 0. Por 48 Leilão de Energia Nova: Análise da Sistemática e dos Resultados

11 isso, o somatório dos CEC mensais da geração a bagaço é negativo na Região Sudeste. O valor de CEC negativo é um bônus para aqueles que produzem energia sazonal, de forma complementar à geração (hídrica) de cada submercado, a um custo abaixo da média do sistema. O empreendimento torna-se mais competitivo no leilão, uma vez que o CEC negativo reduz o valor do ICB. Por fi m, cabe ressaltar que, em última instância, os lances de preço dos empreendimentos termelétricos são feitos em termos de receita fi xa, uma vez que o COP e o CEC são conhecidos previamente ao leilão e são considerados constantes em termos unitários (em R$/MWh). Neste tópico, apresentam-se os resultados dos leilões realizados até então em termos de quantidade de energia. As informações sobre preços são colocadas no tópico seguinte. Há duas informações importantes sobre quantidades. Primeiro, as garantias físicas dos empreendimentos leiloados são informações que mostram o total de energia adicional que poderá ser ofertado em cada ano. Segundo, os lotes negociados nos leilões são informações necessárias para verifi car o atendimento da demanda cativa das distribuidoras de energia elétrica. A diferença entre garantia física e lotes negociados é a energia excedente que poderá ser negociada no ACL ou nos leilões de ajuste (leilões de energia existente A-1 ), que ocorrem todo ano. Resultados dos Leilões de Energia Nova Há duas modalidades de leilão: A-3 e A-5. 8 O leilão A-3 é realizado para ajustar a demanda prevista dois anos antes, quando da realização do leilão A-5. Podem participar do A-3 usinas cujo prazo de construção seja inferior a três anos, tais como as usinas termelétricas (exceto a carvão mineral), eólicas e PCH. As grandes hidrelétricas e termelétricas a carvão participam, em geral, do leilão A-5. Em 16 de dezembro de 2005, foi realizado o primeiro leilão de energia nova no âmbito do ambiente de contratação regulada (ACR). Foram selecionadas unidades de geração hidrelétrica e termelétrica, com entrada em operação prevista para o perío do de 2008 a Serão adicionados ao sistema MW médios de garantia física no período em questão, sendo MW mé dios de geração termelétrica e MW médios de geração hidrelétrica. Parte dessa garantia física (3.284 MW médios) foi comercializada no primeiro leilão com contratos de longo prazo. 8 O ano de entrada em operação da usina é denominado de A e o ano de realização do leilão de A-3 ou A-5. Em outras palavras, as usinas contratadas nos leilões A-3 e A-5 têm de entrar em operação dentro de três e cinco anos, respectivamente. BNDES Setorial, Rio de Janeiro, n. 27, p , mar

12 Primeiro Leilão: (MW Médio) FONTE HÍDRICA TÉRMICA TOTAL ENTRADA EM OPERAÇÃO Lotes vendidos Garantia física Energia para ACL O restante (2.323 MW) deve ser comercializado no ACL ou nos leilões de ajuste (A-1). No ano seguinte, os leilões A-3 e A-5 foram realizados separadamente. Em junho de 2006 e em outubro de 2006, foram realizados o segundo e o terceiro leilões de energia nova, respectivamente, com entrega de energia para os anos de 2009 (A-3) e 2011 (A-5). O segundo leilão (A-3) comercializou MW médios de energia, superando a demanda informada pelas empresas distribuidoras, que foi de MW médios. A energia hidrelétrica predominou, somando MW médios (61%) entre os 15 empreendimentos contratados, contra 654 MW médios (39%) dos 16 empreendimentos de fonte termelétrica contratados. Em termos de garantia física, os empreendimentos negociados no segundo leilão adicionarão ao sistema, a partir de 2009, MW médios, dos quais cerca de MW médios serão posteriormente negociados. Já no terceiro leilão (A-5), da demanda de MW médios informada pelas empresas de distribuição, MW médios foram contratados no leilão, o que equivale ao atendimento de 88,8% do mercado estimado para 2011 pelas distribuidoras. A Segundo Leilão (A-3): (MW Médio) Terceiro Leilão (A-5): (MW Médio) ENTRADA EM OPERAÇÃO FONTE HÍDRICA TÉRMICA TOTAL HÍDRICA TÉRMICA TOTAL Lotes vendidos Garantia física Energia para ACL Leilão de Energia Nova: Análise da Sistemática e dos Resultados

13 energia hidrelétrica predominou novamente, mas a participação percentual das térmicas aumentou consideravelmente em relação ao segundo leilão: 51,54% (569 MW médios) dos seis empreendimentos hídricos contratados, contra 48,46% (535 MW médios) dos nove empreendimentos termelétricos contratados. O terceiro leilão adicionará MW médios de garantia física, em 2011, quantidade signifi cativamente inferior aos leilões anteriores. As unidades de geração hidrelétrica comercializaram no leilão quase toda a garantia física disponível, restando apenas 87 MW médios para serem negociados posteriormente. Nota-se, contudo, que houve diminuição da oferta dessa fonte ao sistema em relação aos leilões anteriores. Em geração termelétrica, menos da metade da garantia física disponível foi contratada, restando 737 MW médios para serem comercializados. Em junho de 2007, foi realizado um leilão específi co para fontes alternativas (FA), para o qual foram habilitadas usinas de geração a biomassa, eólica e pequenas centrais hidrelétricas (PCH). O leilão FA teve como principal objetivo negociar PCH com outorgas da Aneel. A Agência estava preocupada com as negociações de outorgas de PCH e o baixo interesse dos empreendedores em iniciar a construção das usinas. A alegação dos detentores das outorgas era de que eles não tinham para quem vender a energia. Por isso, o governo decidiu realizar um leilão específi co e incluiu as fontes biomassa e eólica. Os contratos para as PCH foram por quantidade por 30 anos e os contratos termelétricos e eólicos, por disponibilidade por 15 anos. O preço-teto para contratos por quantidade (PCH) foi de 135 R$/MWh e para contratos por disponibilidade (biomassa e eólica) foi de 140 R$/MWh. O leilão FA foi uma tentativa de incluir energia eólica, a primeira oportunidade para esse tipo de geração após o Programa de Fontes Alternativas (Proinfa), lançado em Conforme pode ser visto no quadro, dos MW habilitados pela EPE a participar do leilão FA, a oferta de energia eólica foi de 939 MW. Empreendimentos Habilitados FA FONTE NÚMERO DE EMPREENDIMENTOS POTÊNCIA HABILITADA (MW) Eólica PCH Biomassa Total Fonte: EPE, Informe à imprensa, Leilão de fontes alternativas, BNDES Setorial, Rio de Janeiro, n. 27, p , mar

14 Porém, o preço-teto e o contrato por disponibilidade por 15 anos não viabilizavam os empreendimentos eólicos. Apesar do interesse de investidores, nenhum empreendimento eólico se pré-qualifi cou para participar do certame. À guisa de comparação, o Proinfa contratou MW eólicos por 20 anos, a tarifa excede 200 R$/MWh e os empreendimentos no âmbito do Proinfa têm prioridade de despacho. As usinas eólicas apresentam características similares às hídricas, como a sazonalidade de geração, elevados custos fi xos e baixo custo operacional. Seria muito arriscado para o empreendedor estimar a disponibilidade média de uma usina cuja força motriz é variável, o vento. Em síntese, o leilão FA permitiu a participação de usinas eólicas, mas as condições contratuais não foram favoráveis aos empreendedores. O leilão visou ao atendimento do mercado das distribuidoras para o ano de Foram contratados apenas 186 MW médios de energia, sendo 75% de biomassa e 25% de PCH. Em garantia física, serão adicionados ao sistema cerca de 283 MW médios, dos quais 70 MW médios oriundos de PCH (seis empreendimentos) e 214 MW médios de biomassa (12 empreendimentos). Entre as usinas a biomassa contratadas, 11 empreendimentos têm como combustível o bagaço de cana, somando 86% do total térmico, e os 14% restantes são de um empreendimento com combustível de biomassa avícola. Do total de garantia física, apenas 65% dessa energia foi contratada no leilão, restando 74 MW médios de fonte de biomassa e 24 MW médios de fonte de PCHs para serem futuramente comercializados. A baixa participação de PCH (principal foco do leilão), a não-participação de fonte eólica (nenhuma pré-qualifi cada) e a venda de apenas 65% da garantia física das usinas mostram que o leilão FA não atendeu às expectativas do governo e tampouco dos empreendedores. Mesmo sob o risco de ter a outorga das PCH revogadas pela Aneel, os investidores preferiram esperar um possível aumento de preços e negociar energia de suas PCH no ACL. Leilão FA (A-3): (MW Médio) FONTE PCH BIOMASSA EÓLICA TOTAL Lotes vendidos Garantia física Energia para ACL Leilão de Energia Nova: Análise da Sistemática e dos Resultados

15 Em 2007, além do leilão FA, foram realizados o quarto e o quinto leilões. O quarto leilão de energia nova (A-3) ocorreu em julho de 2007, com início de suprimento de energia programado para Quase toda a garantia física (1.318 MW médios) foi contratada, mas o resultado do leilão surpreendeu porque nenhuma das hidrelétricas habilitadas foi negociada. 9 Todas as térmicas contratadas no leilão serão movidas a óleo combustível, o que signifi ca dizer que a matriz elétrica vai se tornar mais suja. O quinto leilão (A-5) foi realizado em outubro de 2007, com início de suprimento de energia para Foram vendidos lotes, restando 708 lotes para serem negociados posteriormente. Em termos de garantia física, os empreendimentos contratados no quinto leilão fornecerão MW médios para o sistema elétrico, dos quais MW médios são hídricos e MW médios são termelétricos. Entre os termelétricos, 964 MW médios são provenientes de carvão mineral, 401 MW médios de gás natural e 330 MW médios de óleo combustível. Os resultados do leilão mostram mais uma vez a escassez de oferta hidrelétrica. Em dezembro de 2007, foi leiloada a usina de Santo Antônio, no rio Madeira, com MW médios de garantia física. Da energia total a ser produzida pela usina, 70% serão negociados no ACR. A produção restante será destinada ao ACL. Foi um leilão específi co para uma única usina. A entrada em operação da primeira máquina está prevista para dezembro de 2012 e a da última, para junho de O Gráfi co 1 apresenta a oferta adicional de energia até 2012, no qual são mostradas a quantidade de lotes vendidos, a garantia física que entrará no sistema elétrico e a participação da geração termelétrica em termos de garantia física. Há uma crescente oferta de lotes para atender à demanda prevista pelas distribuidoras até Em 2011, há uma queda significativa de lotes negociados, mas o leilão A-3 em 2008 pode preencher essa Quarto Leilão (A-3): (MW Médio) Quinto Leilão (A-5): (MW Médio) ENTRADA EM OPERAÇÃO FONTE HÍDRICA TÉRMICA TOTAL HÍDRICA TÉRMICA TOTAL Lotes vendidos Garantia física Energia para ACL É bem verdade que o leilão A-3 destina-se principalmente a usinas termelétricas com prazo de construção inferior a três anos. Porém, havia hidrelétricas habilitadas e as usinas não foram negociadas no quarto leilão por outros motivos. BNDES Setorial, Rio de Janeiro, n. 27, p , mar

16 Gráfico 1 Expansão do Setor Elétrico MWm lacuna. Pelos dados do Gráfi co 1, o próximo leilão A-3 deve gerar um grande volume de negócios. A diferença expressiva entre garantia física e lotes vendidos, principalmente em 2009 e 2010, revela a expectativa dos geradores de aumento de preços da energia elétrica, período durante o qual não se pode contar com a energia de usinas que ainda não iniciaram a etapa de construção. Porém, maiores volumes destinados ao ACL exercem pressão contrária ao aumento de preços. Deve-se levar em conta também que a economia está crescendo acima do previsto. Por conseguinte, a demanda cativa deve ser maior do que a prevista pelas distribuidoras nos leilões, principalmente se a economia crescer nos próximos dois anos além do previsto. 10 Portaria MME 42, de 1º de março de 2007, e a Portaria MME 46, de 9 de março de Por fi m, cabe registrar que a geração termelétrica vem aumentando sua participação na oferta de energia. Essa participação deve aumentar à medida que os leilões A-3 forem se realizando, puxando, provavelmente, ainda mais a participação das termelétricas nos anos 2011 e Avaliação de Preços Obtidos nos Leilões Nos leilões de projetos térmicos, os valores de ICB fi - caram em média em torno de 133 R$/MWh, com tendência inicial crescente até o leilão de fontes alternativas, quando só participaram as usinas térmicas movidas a biomassa. Nos leilões seguintes, por causa do menor risco de descasamento entre os índices de reajuste dos contratos de venda de energia e o reajuste de preços dos combustíveis, 10 pode-se observar uma queda nos valores do ICB. 54 Leilão de Energia Nova: Análise da Sistemática e dos Resultados

17 Gráfico 2 Leilões de Energia Nova (R$/MWh) 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 1º Leilão dez./2005 2º Leilão jun./2006 3º Leilão out./2006 1º LFA jun./2007 4º Leilão jul./2007 5º Leilão out./2007 Leilão Madeira dez./2007 O deságio entre os valores de ICB e os preços máximos permitidos para projetos térmicos (140 R$/MWh em todos os leilões e 141 R$/MWh no último leilão de outubro de 2007) foi inicialmente elevado no primeiro leilão (9% de deságio), o que se explica em grande parte pela participação de usinas térmicas construídas mas não contratadas ( botox ). Posteriormente, o deságio foi continuamente caindo até que nos últimos dois leilões o deságio voltou a subir, o que é explicado pelo menor risco de descasamento acima mencionado. Já nos leilões dos projetos hídricos, também é possível observar uma tendência crescente nos preços de venda de energia até o quinto leilão, realizado em outubro de Deve ser levado em conta que os altos preços de venda de energia de fonte hídrica do leilão FA, quando atingiu o maior patamar, são determinados pelo fato de esse leilão habilitar somente PCH. De qualquer forma, o preço médio de venda de energia de fonte hídrica, até outubro de 2007, foi de 125 R$/MWh, com deságio praticamente nulo frente ao preço máximo permitido, muito superior, portanto, ao surpreendente preço de negociação de energia do projeto UHE Santo Antônio, de 78,87 R$/MWh. Nesse leilão, o deságio obtido frente ao preço máximo (122 R$/MWh) foi o maior já verifi cado em toda a história dos leilões de energia nova, atingindo 35%. Alguns fatores ajudam a explicar o fato de as tarifas de energia dos projetos hídricos serem superiores ao custo esperado de geração térmica. Em geral, os projetos térmicos têm menor investimento de capital, maior custo operacional e menor ganho de escala, não desconsiderando o fato de os contratos de comercialização de energia dos projetos térmicos serem de 15 anos, enquanto os contratos dos projetos hídricos são de 30 anos. BNDES Setorial, Rio de Janeiro, n. 27, p , mar

18 Conclusão O artigo tem o objetivo de apresentar a sistemática de funcionamento dos leilões de energia nova, procurando esclarecer alguns pontos e apresentar a informação de uma forma não muito técnica. Fez-se também uma análise dos resultados em termos de quantidade de energia negociada em lotes, de garantia física a ser incorporada ao sistema elétrico e de evolução de preços de energia. Mostrou-se que houve um grande avanço na regulação do sistema elétrico nacional nos últimos anos. Porém, algumas defi - ciências perduram. As principais conclusões podem ser resumidas da seguinte forma: Do lado da demanda, os leilões têm atendido às previsões das distribuidoras para o mercado cativo. Porém, do lado da oferta, os leilões não têm atraído a participação de certos investidores, principalmente aqueles interessados em gerar energia com base em fontes renováveis; Os resultados dos leilões revelam a escassez crescente de oferta de hidreletricidade ao longo do tempo. Isso se deve, em grande parte, ao atraso de estudos sobre potenciais hidrelétricos das bacias hidrográfi cas, os quais, outrora, eram realizados pela Eletrobrás e atualmente estão sob a responsabilidade da EPE; As Portarias MME 42 e 46 reduziram os riscos de geração termelétrica com base em derivados de petróleo, gás natural e carvão mineral importado, o que contribuiu com o maior interesse dessas fontes a partir de 2007 e aumento do deságio; A maior participação de geração termelétrica com base em fonte não-renovável de energia contribuirá com a deterioração da qualidade ambiental da geração elétrica, tornando a matriz elétrica mais suja; A geração a biomassa (sazonal) tem um tratamento diferenciado, recebe um bônus (por meio do CEC) quando gera de forma complementar à geração de seu submercado e recebe receita fi xa mensal, mesmo nos meses em que não está gerando (entressafra); Os valores de CEC para geração a bagaço de cana-de-açúcar foram muito mais elevados no primeiro leilão do que nos leilões posteriores. A redução do CEC foi um sinal negativo para os investidores. Criou-se a expectativa de que o CEC poderia aumentar no leilão do ano seguinte; Os geradores têm deixado uma parcela maior para ser vendida no ACL, o que signifi ca que há uma expectativa de aumento de preços de energia no curto/médio prazo; 56 Leilão de Energia Nova: Análise da Sistemática e dos Resultados

19 O crescimento da demanda além do previsto nos leilões e a redução de oferta hidrelétrica implicam maior número de horas de despacho das termelétricas e, conseqüentemente, aumento do custo de geração, o que eleva o preço da geração termelétrica para patamares acima do ICB estimado nos leilões; e Os leilões ainda não foram formatados para viabilizar a participação de geração eólica, de forma a priorizar o despacho, a elaborar contratos de maior prazo e a levar em conta a complementaridade à hidreletricidade, notadamente no Nordeste. Em um contexto no qual a oferta e a demanda estão justas, com pouca margem de manobra no curto/médio prazo, restam poucas opções de suprimento. O problema das termelétricas parece já ter sido resolvido no que se refere ao reajuste do custo com combustíveis. Porém, a oferta hidrelétrica está escassa e essa situação vai perdurar por algum tempo. Também o marco regulatório ainda não foi sufi cientemente aprimorado para atrair o interesse dos investidores em fontes renováveis de energia, tais como os empreendimentos em PCH, biomassa e eólica. Portanto, restam aperfeiçoamentos na sistemática de funcionamento dos leilões, com o objetivo de incentivar a participação de fontes renováveis, promover a diversifi cação da matriz elétrica, reduzir os riscos de suprimento de energia e contribuir para a redução de impactos ambientais. BNDES Setorial, Rio de Janeiro, n. 27, p , mar

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