Clean Energy and Efficient Energy Program

USAID/Brazil Clean Energy and Efficient Energy Program Subcontract NO. NAA-1-31457 Prime Contract NO. DE-AC36-99GO10337 Winrock International Institute For Agricultural Development Sub-agreement NO. 5244-01-04 Prime agreement NO.512-A-00-00-00058-00 EVOLUÇÃO DO CENÁRIO ENERGÉTICO BRASILEIRO Por Eliana Marques de Queiroz Dan Ramon Ribeiro Vibhava Consultoria Empresarial S/C Ltda SETAP Brazil Representation Brasília, June 2002

SUMÁRIO 1.0 - INTRODUÇÃO...4 2.0 - CRISE DE OFERTA DE ENERGIA...4 2.1 - Criação da GCE...4 2.1.1 - Principais Medidas Provisórias...5 2.1.2 - Principais resoluções da GCE...6 2.2 - Projeções de mercado considerando o racionamento...8 2.3 - Impacto das medidas de racionamento nos grandes consumidores industriais...10 3.0 - AÇÕES E RESPOSTA DO MERCADO APÓS O RACIONAMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA...11 4.0 - EVOLUÇÃO DOS PREÇOS SPOT NO CURTO PRAZO...12 5.0 - NOVOS PROJETOS DE GERAÇÃO NO PÓS-RACIONAMENTO....16 5.1 - PROJETOS DE EXPANSÃO TÉRMICOS...18 5.1.1 - PPT em 2001...18 5.1.2 - PPT em 2002...19 6.0 - A CRIAÇÃO DA CBEE...19 6.1 - Principais características da CBEE...19 6.2 - Os contratos propostos e energia contratada...20 2

7.0 - O MAE...25 7.1 - Principais alterações nos procedimentos de comercialização de energia...25 7.2 - Evolução do preço no mercado SPOT...26 8.0 - REVITALIZAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO...27 8.1 - Decisão da Proposta de mudança no modelo setorial...28 8.2 - Principais propostas em avaliação na GCE...28 8.3 - Reflexo das alterações do cenário energético na implantação de projetos de co-geração...30 9.0 - EXPECTATIVAS DO SETOR SUCROALCOOLEIRO QUANTO À NOVOS PROJETOS DE CO-GERAÇÃO...36 9.1 - A posição da Usina SERAGRO...36 9.2 - A posição da Usina Japungu...37 3

1.0 - Introdução Desde a decisão estratégica de criação do SETAP para incentivar a implantação de co-geração com bagaço de cana no Nordeste, no início de 2001, várias e significativos eventos ocorreram tanto a nível setorial como macroeconômico. Esta alteração de cenários nos leva a elaborar este relatório reunindo alguns dos eventos mais significativos e seu impacto nos resultados esperados do SETAP, e os rumos nos quais caminha atualmente a oferta e comercialização de energia. Este documento reúne informações de diferentes fontes, e análises dos impactos esperados na condução do SETAP 2.0 - Crise de oferta de energia A crise no setor energético brasileiro, cujas piores conseqüências foram a insuficiência de disponibilidade energética e o impacto negativo na consolidação do modelo setorial proposto e no estabelecimento do mercado livre de energia, ocasionou algumas mudanças no setor elétrico, que persistem até os dias atuais. Com a baixa pluviosidade no período úmido de 2000/2001 e a inexistência de novos investimentos na área de geração de energia, seja em decorrência da falta de licitações para expansão da geração hidrelétrica, ou as incertezas quanto ao modelo setorial provocaram a necessidade da implantação de um racionamento em 25% do consumo de energia como forma de não se atingir o colapso total do sistema ao final do período seco de 2001. A busca de soluções extrapolou a esfera do Ministério das Minas e Energia, provocando uma reação em toda a sociedade, que cooperou extensivamente em todos os níveis. A gestão da crise tornou-se um forte elemento político, de estabilidade de governo, adquirindo competências e poder de decisão muito superiores àqueles que vinham implementando as mudanças no setor elétrico. 2.1 - Criação da GCE A Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE) foi criada pelo Presidente Fernando Henrique Cardoso, por meio de Medida Provisória, no dia 10 de maio de 2001, com a finalidade de administrar um período que se antevia extremamente crítico no que diz respeito ao suprimento de energia elétrica nas Regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. As causas que levaram o País àquela conjuntura adversa foram exaustivamente apontadas e debatidas desde então, mas a mais determinante dentre todas elas 4

foi a sucessão de alguns anos de baixa precipitação pluviométrica, o que levou ao progressivo esvaziamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas. A GCE foi instalada no âmbito da Presidência da República e a ela foram atribuídos poderes extraordinários, inclusive o de tomar decisões imediatas, em caráter de última instância, sobre temas cuja competência pertence ao Poder Executivo. Isto deu à GCE, sob a Presidência do Ministro Chefe da Casa Civil, Pedro Parente, a agilidade necessária para enfrentar a urgência do problema de suprimento de energia elétrica. Levada ao julgamento do Supremo Tribunal Federal, a constitucionalidade da GCE e das medidas emergenciais para o enfrentamento da crise foi reconhecida por oito votos a dois, tendo o presidente da Corte Suprema informado que a decisão teria inclusive efeito retroativo. Na ocasião, o Advogado-Geral da União, Gilmar Mendes, considerou histórica essa decisão. "Se quisesse confessar uma frustração", disse Gilmar Mendes, "diria que esperava um resultado unânime. A tese é muito clara." Os Ministros Pedro Parente e José Jorge, de Minas e Energia, imediatamente definiram um método de trabalho e reuniram a equipe que constituiu o Núcleo Executivo da GCE. A primeira tarefa do grupo foi preparar o programa de racionamento, cujo arcabouço ficou pronto em apenas dez dias. As decisões desta comissão eram transformadas em peças legais, com vigência imediata e no nível necessário de acordo com as mudanças propostas, sendo utilizado para tal as medidas provisórias, Decretos e resoluções. 2.1.1 - Principais Medidas Provisórias Medida Provisória nº 2.198-5, de 24.8.2001 Criava e instalava a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, do Conselho de Governo, estabelecia diretrizes para programas de enfrentamento da crise de energia elétrica e dava outras providências. Medida Provisória nº 2.209, de 29.8.2001 Autorizava a União a criar a Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE). Medida Provisória nº 14, de 21.12.2001 Dispõe sobre a expansão da oferta de energia emergencial e dá outras providências. Medida Provisória nº 29, de 7.2.2002 Dispõe sobre a autorização para a criação do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, pessoa jurídica de direito privado, e dá outras providências. 5

2.1.2 - Principais resoluções da GCE Resolução n o 1, de 16 de maio de 2001 Esta Resolução determinava que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, localizadas nas Regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste, adotassem a redução de fornecimento de energia elétrica às unidades consumidoras por elas atendidas, e dava outras providências. Resolução n o 2, de 16 de maio de 2001 Criava o Comitê de Assessoramento Técnico-Tributário da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE, com o objetivo de sugerir alterações de tributos e tarifas sobre bens e equipamentos que produzissem ou consumissem energia. Resolução n o 4, de 22 de maio de 2001 Dispunha sobre regimes especiais de tarifação, limites de uso e fornecimento de energia elétrica e medidas de redução de seu consumo. Resolução n o 8, de 25 de maio de 2001 Especificava diretrizes para os regimes especiais de tarifação, limites de uso e fornecimento de energia elétrica e fixação de metas de consumo. Resolução n o 10, de 29 de maio de 2001 Criava o Comitê Técnico do Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE), com a finalidade de analisar e revisar regras de funcionamento do MAE. Resolução n o 11, de 29 de maio de 2001 Criava o Comitê Técnico do Meio Ambiente, com a finalidade de analisar e revisar procedimentos para licenciamento ambiental de empreendimentos que resultassem no aumento da oferta de energia. Resolução n o 12, de 1 de junho de 2001 Estabelecia diretrizes para o cálculo do preço do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE durante o período de racionamento. Resolução n o 14, de 6 de junho de 2001 Criava do Comitê de Aumento da Oferta de Energia a Curto Prazo. Resolução n o 18, de 22 de junho de 2001 Criava o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico. Resolução n o 29, de 25 de Julho de 2001. Alterava a Resoluções 13, de 01 de Junho de 2001, que dispunha sobre a comercialização dos excedentes de redução de metas dos consumidores dos Grupos A e B, e a Resolução 22, de 04 de Julho de 2001, que dispunha sobre a suspensão do fornecimento de energia elétrica aos consumidores que descumprissem as metas fixadas. 6

Resolução n o 36, de 15 de agosto de 2001. Assegurava a empreendimentos de geração de energia termelétrica prerrogativas do Programa Prioritário de Termeletricidade PPT Resolução n o 37, de 21 de agosto de 2001. Dispunha sobre a inclusão de empreendimentos de geração de energia elétrica no Programa Estratégico Emergencial de Energia Elétrica e assegurava prerrogativas do Programa Prioritário de Termeletricidade - PPT. Resolução n o 49, de 20 de setembro de 2001. Estabelecia o preço a ser praticado no Mercado Atacadista de Energia Elétrica nos submercados Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste. Resolução n o 56, de 15 de outubro de 2001. Assegurava a empreendimentos de co-geração as prerrogativas do Programa Prioritário de Termeletricidade - PPT e fixava o volume de gás natural. Resolução n o 57, de 17 de outubro de 2001. Reconhecia o caráter prioritário da ampliação da oferta de energia emergencial necessária à satisfação da demanda dos consumidores atendidos pelo sistema interligado da Região Nordeste. Resolução n o 74, de 20 de novembro de 2001. Dispunha sobre a criação de grupo de trabalho para estudar e propor ações de estímulo à competitividade nas atividades da industria do gás natural e para o desenvolvimento da geração termelétrica a partir deste combustível. Resolução n o 92, de 21 de dezembro de 2001. Mantinha, até 18 de janeiro de 2002, os preços da energia elétrica a serem praticados no Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE entre os agentes participantes dos submercados afetados pelas medidas de racionamento. Resolução n o 93, de 10 de janeiro de 2002. Dispõe sobre o caráter de urgência da contratação de energia elétrica e de recebíveis do Mercado Atacadista de Energia Elétrica MAE. Resolução n o 100, de 15 de janeiro de 2002. Dispõe sobre a inclusão de empreendimentos de geração de energia termelétrica no Programa Estratégico Emergencial de Energia Elétrica, assegura prerrogativas do Programa Prioritário de Termeletricidade - PPT, e dá outras providências. Resolução n o 102, de 17 de janeiro de 2002. Mantém, até 25 de janeiro de 2002, os preços da energia elétrica a serem praticados no Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE entre os agentes participantes dos submercados afetados pelas medidas de racionamento. 7

Resolução n o 109, de 24 de janeiro de 2002. Estabelece diretrizes e critérios para cálculo do Custo Marginal de Operação - CMO e para a política de operação energética e despacho de geração termelétrica do Programa Mensal de Operação - PMO, bem como para formação de preço no mercado de energia elétrica. Resolução n o 117, de 19 de fevereiro de 2002. Dispõe sobre o fim do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica e dá outras providências. Decretando o final do racionamento de energia para 1 de março de 2002. Resolução n o 127, de 16 de abril de 2002. Dispõe sobre a inclusão de empreendimentos de geração e co-geração de energia termelétrica no Programa Estratégico Emergencial de Energia Elétrica, assegura prerrogativas do Programa Prioritário de Termeletricidade - PPT, e dá outras providências. O Decreto nº 4.261, de 6 de junho de 2002, extingue a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE e devolve a competência de gestão do setor ao Ministério de Minas e Energia, alterando o Decreto nº 3.520, de 21 de junho de 2000, que dispõe sobre a estrutura e funcionamento do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, incluindo como membro a Câmara de Gestão do Setor Elétrico CGSE, composta por secretário executivos de todos os órgão que inicialmente participaram da GCE, e com responsabilidade de conduzir a nova reforma setorial. 2.2 - Projeções de mercado considerando o racionamento A implantação do racionamento provocou uma retração na demanda durante sua existência, impactando as projeções futuras de consumo de energia elétrica. O quadro abaixo apresenta as diferentes visões da expansão da demanda de energia, demonstrando que se esperava uma defasagem de cerca de um ano e meio nos níveis médios de consumo. 8

PROJEÇÕES DA CARGA DOS SISTEMAS INTERLIGADOS - Período 2001-2006 55.000 50.000 MWmed 45.000 A-Proj. CTEM-2000 (antes do racionamento) 40.000 B-Proj. CTEM/ONS C-Proj. CTEM-2001 (referencia) 35.000 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 A 38.589 41.003 42.645 44.678 46.619 48.647 51.240 54.141 B 38.589 41.003 37.752 40.894 43.777 45.664 47.609 50.661 C 38.589 41.003 37.752 39.433 43.044 45.389 47.570 50.634 O real impacto verificado no consumo, quando se somaram os efeitos de retração de consumo voluntário, medidas de eficientização adotadas e o impacto do elevado aumento do preço da energia, foi superior ao previsto, sendo verificados percentuais médios entre 5% e 7% inferiores à previsão CTEM/NOS, conforme quadro abaixo. Fonte:ONS Região Abril/2001 Abril/2002 Variação % SE / CO 27.178 25.303-7,41 NE 5.971 5.528-8,01 S 7.194 7.293 1,36 N 2.543 2.584 1,57 TOTAL 42.886 40.708-5,35 Valores em MWmed 9

2.3 - Impacto das medidas de racionamento nos grandes consumidores industriais No período de racionamento, os setores produtivos que já estavam com o consumo de energia bem ajustado, depois de eliminar desperdícios, não tiveram alternativa a não ser cortar a produção ou comprar excedentes energéticos. Para a indústria de base, a mais afetada pela crise elétrica, as perdas em vendas só não foram maiores porque a falta de energia coincidiu com a retração da demanda no País e no exterior. O racionamento foi um dos fatores que levaram à desaceleração industrial. Mas, além dele houve o arrefecimento da demanda, a manutenção de juros altos, entre outras causas. Essa foi a salvação dos fabricantes de vidro, definidos como energointensivos. Para o setor, a solução dos apagões, que chegaram a ser cogitados no início, resultaria em perdas de até 50% do investimento de uma fábrica. Os blecautes desligariam automaticamente os fornos elétricos, que sofreriam danos irreparáveis. O corte de produção na linha branca de vidros chegou a 50%, enquanto a média aproximou-se de 30%. Não faltou produto no mercado porque não haviam compradores. Houve uma simbiose entre oferta e demanda em 2001. A indústria de ferro-ligas, que tem até 35% de custo referente aos gastos com energia, chegou a perder 25% do faturamento e da produção, na mesma proporção da meta de economia do racionamento. O corte no ritmo fabril, nesse caso, foi necessário até mesmo para evitar a exposição a dumping no exterior (principal mercado desse segmento), já que o custo de produção no Brasil cresceu muito. O País, que representa 6% da fabricação mundial de ferro-ligas, deixou de produzir cerca de 260 mil toneladas. A Abraf associação deste setor prevê que em 2002 as exportações devem ficar até 15% abaixo do patamar de 2000. Segundo o diretor executivo da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia (Abrace), Paulo Ludmer, as indústrias eletrointensivas já eram "tremendamente conservacionistas" antes mesmo do racionamento. Por isso, qualquer redução no consumo durante o plano seria marginal. Um dos setores mais prejudicados diretamente pelo racionamento foi o de fabricantes de soda cáustica. A queda de produção da Carbocloro, empresa mais representativa do setor, foi de 25%, no mesmo volume do corte no consumo de energia. Para honrar compromissos já contratados, foi preciso importar o produto no ano passado. De acordo com Mário Cilento, vice-presidente da Carbocloro, a quantidade de importações subiu cerca de 100% em 2001, em relação a 2000, para 280 mil toneladas. A Alcan Alumínio do Brasil, maior produtora de laminados de alumínio no País, viveu duas situações diferentes. A fabricação de alumínio primário teve um corte de 25% entre junho e dezembro de 2001, quando esta era a meta de redução do consumo elétrico. O diretor de Planejamento, Energia e Comercialização de Metais da empresa, Marco Palmieri, revela que não houve alternativa para o segmento a não ser desligar os fornos. A energia participa de 90% do processo produtivo do alumínio primário. Ainda assim a Alcan implementou outros programas de eliminação de desperdícios residuais. Com tudo isso, a empresa economizou 30 mil MWh/ano, de 10

um consumo anual que chega a 2 milhões de MWh. Já na produção de transformados, a Alcan trocou equipamentos elétricos por fornos a gás. Com a crise de energia, cada vez mais as empresas estão identificando a necessidade de serem auto-suficientes em geração de energia ou terem fontes alternativas para não dependerem unicamente da rede elétrica. A perspectiva de chegar a este estágio utilizando sistemas de co-geração está sendo particularmente atraente e vem impulsionando os negócios, deixando a desejar apenas no aspecto institucional que se apresenta indefinido. 3.0 - Ações e resposta do mercado após o racionamento de energia elétrica Com sobra física de eletricidade, o setor elétrico tenta calcular o espaço que será reservado no mercado, às fontes alternativas de energia. Apesar do período de racionamento estar encerrado, este inseriu novos hábitos de consumo no país, o que mantém a demanda abaixo do patamar projetado pelas empresas da área. As chuvas do início do ano, acima do esperado, contribuíram para elevar o nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas e aliviar a oferta de energia. Este contexto leva as concessionárias do setor elétrico reverem as suas metas de adquirir energia provinda de fontes alternativas. Depois do racionamento e das chuvas do último verão, não há demanda nas distribuidoras e nem no MAE, que incentive o investimento em fontes alternativas, é o que a maioria das concessionárias alega. Por outro lado, os preços da energia vigentes no MAE não remuneram o investimento. O sinal do preço do MAE é equivocado, pois reflete uma sobra de energia conjuntural, o que desestimula os projetos de co-geração com bagaço de cana, por exemplo. São estas outras justificativas das concessionárias. Na verdade, ainda estão sendo efetuados contratos das concessionárias com as usinas, para compra da energia oriunda da co-geração com bagaço de cana, porém, o fornecimento está previsto para somente a partir de 2003 e 2004. Outra fontes No caso da energia eólica, a situação diverge. Apesar do custo mais elevado, a GCE espera que os ventos deste ano tragam 261MW, superando os 2MW do ano passado. A curva continuará crescente. O governo estima 394MW de energia eólica para 2003 e outros 393MW para 2004. Atualmente há três parques eólicos em funcionamento, no estado do Ceará, gerando 17,4MW dos 21,2MW produzidos no Brasil a partir da força dos ventos. Além disso, estão em licitação mais dois parques eólicos de 60MW cada, e o Ceará tem aprovados pela ANEEL, outros 15 projetos, que se consolidados, podem produzir 1,402mil MW até 2005. 11

Em relação às Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH s), o potencial brasileiro disponível está concentrado principalmente nas usinas menores.de acordo com a Associação Brasileira dos Pequenos e Médios Produtores de Energia Elétrica (APMPE), as PCH s representam hoje apenas 1,13% da matriz elétrica nacional, mas teriam potencial para gerar até 2010, o equivalente a uma Itaipu Binacional(12,5 mil MW). De acordo com a ANEEL, 45,5% de todo o potencial hidráulico brasileiro está concentrado na bacia do rio Amazonas e seus afluentes. Isso significa dizer que esses projetos de hidrelétricas devem acrescentar pesados investimentos na minimização dos impactos ambientais e em linhas de transmissão que interliguem as usinas e as pontas consumidoras. Além do Amazonas, a bacia do rio Tocantins, que corta os estados de Tocantins e Pará, também teria espaço para grandes aproveitamentos. Outras opções estão no rio Uruguai, no sul do país. 4.0 - Evolução dos preços spot no curto prazo O modelo de despacho hidrotérmico utilizado pelo ONS requer como parâmetros de entrada previsões de demanda (consumo mensal por região e por patamares de consumo) e oferta (para cada mês, características técnicas, disponibilidade e outros parâmetros de cada equipamento de geração hidro e térmelétrico) para um horizonte de cinco anos. Os parâmetros de oferta e demanda afetam diretamente o despacho hidrotérmico do sistema, por exemplo, a decisão de acionar preventivamente usinas térmicas ou de incrementar a transferência de energia entre regiões. Além disto, influenciam a análise de confiabilidade de suprimento para os próximos anos, que sinalizaria com antecedência desequilíbrios importantes de atendimento. O impacto destes mesmos parâmetros nas transações comerciais e nos sinais para expansão e contratação é também muito grande. Os modelos de despacho produzem para cada mês do período de estudo os custos marginais de operação (CMO), que embasam os preços da energia no Mercado Atacadista de Energia (MAE). O preço do MAE para o mês corrente define os valores de compra e venda da energia; variações neste preço podem resultar em transferências de dezenas de milhões de reais entre agentes. Finalmente, as previsões de preço para os próximos meses ou anos afetam decisões de contratação ou investimento. Por exemplo, se os preços do MAE projetados para 2003 são muito baixos, uma distribuidora pode decidir por não contratar parte de sua demanda, pois seria mais vantajoso comprar a diferença no mercado atacadista de curto prazo. Como conseqüência, haveria menos incentivos à entrada de nova geração, a qual requer contratos de longo prazo para viabilizar seu project finance. Conclui-se que a correta determinação dos cenários de oferta e demanda é um requisito essencial para a eficiência física e comercial do setor elétrico. Esta tarefa é 12

obviamente complexa, pois há uma grande incerteza com relação a estes parâmetros de entrada. Com relação à demanda, o ONS utiliza, no longo prazo, previsões efetuadas pelo Comitê Técnico de Estudos de Mercado CTEM do MME a partir de hipóteses de crescimento da economia e informações das empresas. Para o curto prazo, o ONS consolida as previsões de demanda efetuadas pelos agentes. A previsão de oferta é preparada a partir de informações da ANEEL, que por sua vez se baseia nas autorizações concedidas. Há algum tempo tem sido observado que os cenários projetam uma sobre-oferta substancial no sistema a partir do terceiro ano de estudo. Esta sobre-oferta naturalmente reduz os preços da energia tanto no mês corrente como nas projeções para o futuro. Esta sinalização otimista com relação à capacidade futura de suprimento tem preocupado tanto agentes privados como governamentais pois, caso não venha a ocorrer, medidas preventivas não terão sido tomadas e o sistema poderá novamente ser surpreendido por uma crise de suprimento. As Figuras a seguir apresentam o balanço anual entre oferta e demanda para a região Nordeste, onde está sendo implantado o programa SETAP, região do Brasil que depende essencialmente da energia de outras regiões. A demanda anual foi calculada somando os valores mensais para a região; a capacidade de suprimento da oferta foi traduzida em termos de energia assegurada. Região Nordeste - Demanda Anual x Energia Assegurada (MW médio) 13

Brasil - Demanda Anual x Energia Assegurada (MW médio) Região Nordeste Preço Spot Médio Anual (R$/MWh) A sobre-oferta tende a reduzir os preços da energia do sistema. Como alguns agentes argumentam que os preços baixos resultam dos valores reduzidos de um outro parâmetro do modelo, que é o custo de déficit, a política operativa e simulação foram executadas duas vezes, uma com o custo de racionamento, 684 R$/MWh, e a 14

outra com um custo de 2000 R$/MWh, que é perto de uma das propostas de revisão apresentadas pela ANEEL. 4.1 - Equilíbrio Oferta x Demanda Antes de 1998, a expansão da geração obedecia a uma lógica de planejamento centralizado: a oferta de energia deveria ser continuamente aumentada para acompanhar o crescimento da demanda energética, basicamente através de investimentos das empresas estatais, com o objetivo de manter em até 5% a probabilidade de algum racionamento, em cada ano. A partir de 1998, com a implantação do novo modelo para o Setor Elétrico, a expansão da geração passou a depender primordialmente da celebração de contratos bilaterais de compra e venda de energia entre as empresas distribuidoras ou consumidores livres com as empresas geradoras. Nestes contratos, as partes negociam a quantidade (MWh) e o preço (R$/MWh) da energia a ser suprida. Qualquer diferença entre o montante de energia produzido da geradora e o contratado com a distribuidora é compensada através de compras ou vendas no Mercado Atacadista de Energia (MAE). Se um gerador produz mais energia do que o montante contratado, estará vendendo automaticamente este excesso ao MAE, e recebendo uma remuneração adicional por esta venda. Se, por outro lado, produz menos do que o contratado, estará comprando a diferença e pagando por ela no MAE. O preço de compra/venda de energia no MAE reflete as condições de atendimento a curto prazo do sistema. Se os reservatórios estão mais vazios, o preço do MAE é mais alto. No outro extremo, caso os reservatórios estejam vertendo, o preço do MAE cai para um valor próximo de zero. A remuneração de um gerador após a reforma do Setor é uma combinação de uma renda estável, que corresponde ao pagamento dos contratos bilaterais de longo prazo Power Purchase Agreement (PPAs), com uma renda/pagamento variável, que corresponde à parcela da energia produzida/contratada que é vendida/comprada no MAE. Como os preços do MAE apresentam fortes oscilações, as distribuidoras procuram estar quase 100% contratadas, para evitar essas oscilações e para atender a uma exigência regulatória, que impõe um nível mínimo de contratação de 85% da demanda energética cativa. Os geradores procuram também minimizar a parcela variável de sua remuneração através de PPAs que cubram quase toda sua capacidade de geração. O fluxo de caixa desses contratos é peça chave para o project finance de novas usinas. Na maioria dos casos, uma usina não se viabiliza financeiramente quando não existe um PPA, devido à alta variabilidade de preços no MAE, típica de um sistema predominantemente hidroelétrico, como é o sistema brasileiro. Em resumo, a demanda é o motor para expansão da oferta no Brasil. A aversão a risco desta demanda faz com que a mesma se contrate em 100%. Por sua vez, a 15

oferta só entraria se houvesse contrato. Conclui-se portanto que deve haver uma tendência a equilíbrio entre demanda e energia assegurada, que é o respaldo do contrato. 5.0 - Novos projetos de geração no pós-racionamento. Deste período em diante, o país passou por diversas situações e mesmo hoje, com o fim da crise, o setor ainda permanece susceptível a mudanças. Durante o período de crise, foram efetuados diversos estudos no sentido de diversificar as fontes de energia no Brasil, que até esta data eram em sua maioria de recursos hidrelétricos. Dentre os estudos realizados, concluiu-se que através da biomassa, poderia ser gerado o total de 2000 MW, utilizando-se tecnologias mais eficientes. Esse valor corresponde à metade da meta prevista de incremento no setor, até o final de 2005, o que reforça a concepção do grande potencial alternativo. Surgiu então, um grande incentivo à produção de energia elétrica através de fontes renováveis, como biomassa, energia eólica, energia solar entre outras. A co-geração utilizando resíduos de cana poderia ser efetuada pelo setor sucroalcooleiro, que já dispõe da matéria prima e é auto-suficiente na produção de sua energia consumida. O bagaço da cana, combustível deste processo, que antes era utilizado na fabricação de rações, poderá ter uma aplicação mais rentável aos empresários do setor e importante para a sociedade. Foi disponibilizado pelo governo um total de R$250 milhões para financiamentos a projetos de co-geração do setor sucroalcooleiro, pelo BNDES. Um grande número de usinas de açúcar e álcool começou então, a implantar projetos de co-geração. Neste período, foi estabelecida legislação pela ANEEL, determinando o VN (Valor Nominal) máximo a ser pago pelo MW oriundo de fontes alternativas. Muitas barreiras foram constatadas pelo setor na implantação dos projetos, dentre estas, a maior é a burocracia na consecução da licença ambiental, fator preponderante na efetivação do financiamento pelo BNDES. A entrada das chuvas em 2001 e o enchimento dos reservatórios das hidrelétricas, pôs fim ao racionamento no país e em Maio de 2002, novas medidas foram adotadas. Atualmente, empresas e agentes questionam a direção e a velocidade da reestruturação do setor de energia elétrica do país, que após o período de crise e racionamento prossegue indefinido e calcado em medidas pontuais. O setor elétrico corre, hoje, contra o tempo. Como a um ano. Em maio de 2001, a pressa era para encontrar uma forma de enfrentar a crise de abastecimento. Agora, é para montar a base legal que, ao permitir a estruturação do mercado, também induza a retomada dos investimentos. Essa pressa é justificada por dois fatores. Um 16

deles é o processo eleitoral para escolha do presidente da República. Outro elemento é a necessidade de expansão do sistema para que se evite problemas de oferta de energia em médio prazo. Embora, atualmente, essa oferta esteja muito superior ao consumo, estudos do ONS (Operador Nacional de Sistemas) já apontam para o risco de déficit a partir de 2006. Esse cenário só será evitado com o aumento de 1,35 mil MW na oferta, conforme afirmou Mário Santos, presidente do ONS. As pendências para a reestruturação do setor de energia elétrica do País podem ser divididas, basicamente, em três grupos. Um deles inclui as medidas para permitir a formação e consolidação do mercado, atualmente em estudos no Comitê de Revitalização da GCE. Outro é a formalização dos termos do acordo para reposição das perdas do racionamento, firmado entre o governo e o setor em dezembro de 2001. Finalmente, o terceiro consiste na regulamentação da lei número 10.438, recémaprovada pelo presidente Fernando Henrique Cardoso. Em paralelo, as empresas lembram, ainda, que é preciso definir a questão tributária sobre a livre negociação da energia elétrica. Só não se sabe se a questão será resolvida isoladamente ou se será incluída na reforma tributária mais geral. É praticamente consenso, no setor energético, que a consolidação do mercado ocorrerá a partir da regulamentação dos 10 dos 33 temas em estudo pelo Comitê de Revitalização, eleitos como essenciais. São eles: implementação dos mecanismos de oferta e preços no MAE; regulamentação da comercialização; exigência de contratação bilateral; mudanças no valor normativo (VN); subsídios ao transporte do gás natural; regulamentação de consumidores livres e cativos; eliminação de subsídios cruzados; limites para auto-contratação de energia; separação de componentes de comercialização e distribuição das tarifas e revisão tarifária das distribuidoras. Casos do impacto direto dessas medidas nos negócios não faltam. Um deles, por exemplo, é a relação entre as regras dos subsídios cruzados e do consumidor livre sobre o volume de energia que será livremente negociado a partir de 2003. Apesar dos apelos para a implantação de empreendimentos a gás e alternativos, o potencial hidrelétrico deve ser reforçado ainda por muitas décadas. Estudo da Aneel estima que o País tenha aproximadamente 260 mil MW a serem produzidos em empreendimentos hidrelétricos. Destes, cerca de 18,5 mil MW estão inventariados, com a participação de 163 agentes. Atualmente, 63 mil MW já operam, outros 5 mil MW estão em construção e há outorga para mais 7,2 mil MW. Ainda este ano, a Aneel licitará 1,5 mil MW. No fim dessa conta, restarão às autoridades do setor elétrico identificar cerca de 165 mil MW que poderiam ser produzidos. Como os projetos de co-geração de energia a partir do bagaço de cana-de-açúcar demandam pelo menos um ano para serem executados, e ainda dependem da disponibilidade dos fabricantes de caldeiras, turbinas, geradores e outros equipamentos que estavam com a carteira de pedidos abarrotada no ano passado muitas empresas sucroalcooleiras estão levando à frente seus projetos, pensando no longo prazo. Tanto que, no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), os pedidos de financiamento continuam chegando. 17

O BNDES informa que tinha em carteira, no início do mês, cerca de 30 projetos de co-geração no setor sucroalcooleiro, totalizando investimento de R$ 1 bilhão (R$ 764 milhões financiados pelo banco) e potência prevista de 1.149 MW. Os números mostram um crescimento de 50% em relação a novembro de 2001, quando o banco tinha 21 projetos de co-geração em carteira, somando investimentos de R$ 660 milhões e potência de 622 MW. Vale lembrar que o programa específico do BNDES para o financiamento de projetos de co-geração de energia a partir do bagaço da cana, criado em meados do ano passado, exige das empresas sucroalcooleiras, como garantia, contratos de venda de energia de longo prazo assinados com as concessionárias. Segundo cálculos do BNDES, mesmo se os 2,1 mil MW de potência contratados pela Comercializadora Brasileira de Energia Elétrica (CBEE) estiverem disponíveis a partir de julho próximo, mas não chover adequadamente, poderá haver um déficit de até 5% no fornecimento nos próximos anos. O BNDES estima que terá recebido de 50 a 60 projetos de co-geração a partir do bagaço da cana, totalizando uma potência de 2 mil MW, praticamente a metade do potencial existente no setor de açúcar e álcool com tecnologia de alto rendimento. Dos 31 projetos de co-geração na carteira do BNDES, sete foram aprovados e 24 continuam em análise. Dos sete aprovados, quatro foram liberados para receber o dinheiro. O grande problema para a liberação do dinheiro continua sendo a licença ambiental, que demora a sair. 5.1 - Projetos de expansão térmicos 5.1.1 - PPT em 2001 As termelétricas, em meio à crise, representaram a "luz no fim do túnel" do Governo para superar o desabastecimento de eletricidade num curto espaço de tempo. Desde que foi lançado em 1998, pelo governo federal o projeto de implantação de 49 térmicas praticamente continuou só no papel, a grande maioria das termelétricas ainda não recebeu autorização para implantação. Um dos entraves é que os investidores não querem assumir riscos, porque ficam na dependência da Petrobrás, única produtora de gás natural no país. Para acelerar o processo de execução das térmicas, o governo estudou a possibilidade de realizar leilões de térmicas, nos mesmos moldes das licitações da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel. A idéia era promover licitações das usinas de forma que o vencedor fosse a empresa que ofertasse a menor tarifa de energia elétrica. Como contrapartida, a empresa teria mercado garantido, por meio de contratos iniciais firmados com um pool de distribuidoras. 18

5.1.2 - PPT em 2002 Previsões iniciais do governo indicavam que seriam instaladas no País 56 novas termelétricas. As contas foram revistas para 49 e, depois, chegaram ao atual número. Entre as vantagens das termelétricas está a redução da dependência de geração de energia, através de hidrelétricas. Atualmente as hidrelétricas são responsáveis por 93,2% da energia brasileira, incluindo a Itaipu. O Nordeste conta com a implantação de oito térmicas e dessas, apenas a Termobahia (Bahia) e a Termopernambuco (Pernambuco) têm data certa para começar, segundo relatório produzido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Se o programa de implantação das termelétricas tivesse sido implementado, o programa iria agregar ao sistema elétrico nacional 11 mil megawatts, sendo mais de 2.105 megawatts somente no Nordeste. No Brasil, os projetos mais adiantados são da Termonorte I, em Rondônia, que já vem gerando 68 megawatts e o da usina Arjona, no Mato Grosso do Sul, de 151 megawatts, com sua última fase de implantação prevista para até julho. Também está prevista até o final do ano entrar em operação uma térmica em Juiz de fora, que está sendo construída pelo grupo Cataguazes Leopoldina com previsão para gerar 40 megawatts. 6.0 - A criação da CBEE 6.1 - Principais características da CBEE Foi criado o Programa Emergencial de Contratação de Energia, que tem por objetivo aumentar a oferta nacional de energia elétrica pela utilização de usinas térmicas com capacidade de 10 MW até 350 MW, que pudessem ser montadas em curto prazo. A energia emergencial é uma energia nova, que deveria estar disponível no sistema até julho de 2002. A idéia do Programa é que a energia emergencial sirva como um seguro para o sistema elétrico. Para gerenciar o processo de aquisição dessa energia junto aos produtores independentes foi criada uma empresa nova, controlada pela União, chamada Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE). A CBEE garante o caráter transitório das medidas emergenciais, contratando energia, se necessário, pelo prazo de três anos, com duração até 31 de dezembro de 2005. A CBEE tem vida limitada. Ao longo de 2006 ela estará em dissolução, não mais existindo a partir de 31 de dezembro de 2006. A CBEE tem como objetivo a aquisição, arrendamento e alienação de bens e direitos, a celebração de contratos e a prática de atos destinados a viabilizar o 19

aumento da capacidade de geração e da oferta de energia elétrica de qualquer fonte, em curto prazo. Sua criação contribuiu para a superação da crise de energia elétrica, para o reequilíbrio de mercado de energia necessário ao crescimento econômico e ao desenvolvimento social do país. 6.2 - Os contratos propostos e energia contratada As usinas serão testadas antes da entrada em operação comercial, devendo ser contratado apenas o montante de potência efetivamente demonstrado. Eventuais atrasos na entrada em operação comercial serão penalizados monetariamente. O despacho das usinas será feito pelo Operador Nacional do Sistema - ONS, com base no custo de geração e na necessidade energética do sistema elétrico. Durante a operação comercial, as usinas serão acompanhadas, em base horária, pela CBEE, sendo que qualquer indisponibilidade seja por manutenções corretivas ou preventivas, seja por falha de equipamentos, serão deduzidas do valor a ser pago pela capacidade e implicarão em penalidade adicional se a disponibilidade for inferior a 88% da potência contratada. O consumo de combustível por MW gerado é garantido contratualmente e será rigorosamente acompanhado, sendo que o reembolso dos custos de combustível se limita ao menor valor entre o consumo real e o consumo garantido contratualmente. A CBEE entende que com a contratação da energia emergencial, fica assegurado o suprimento de energia elétrica emergencial, de forma confiável, até dezembro de 2005, permitindo, assim, a transição do modelo setorial em bases competitivas entre os diversos agentes. 20

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Contrato Empresa Usina Relação de Contratos e energia contratada Potência MW Estado PIE 001.02-0 HRG ENERGY LTDA UTE AURELIANO CHAVES 192,00 Minas Gerais Betim Município PIE 002.02-0 CUMMINS BRASIL LTDA UTE SETE LAGOAS 64,00 Minas Gerais Sete Lagoas PIE 003.02-0 ENGEBRA UTE DAIA 44,08 Goiás Anápolis PIE 004.02-0 GERASUL UTE WILLIAM ARJONA 35,00 M G do Sul Campo Grande PIE 005.02-0 BRASYMPE ENERGIA S/A UTE CARPINA 40,00 Espírito Santo Vitória PIE 005.02-0 BRASYMPE ENERGIA S/A UTE PONTA DO UBU 40,00 Espírito Santo Ponta de Ubu PIE 005.02-0 BRASYMPE ENERGIA S/A UTE CIVIT 20,00 Espírito Santo Vitória PIE 005.02-0 BRASYMPE ENERGIA S/A UTE TUBARÃO 40,00 Espírito Santo Vitória PIE 006.02-0 COCAL TERMELÉTRICA S/A UTE COCAL 10,00 São Paulo Paraguaçu Paulista PIE 007.02-0 PIE-RP TERMELÉTRICA S/A UTE PIE-RP 1,50 São Paulo Ribeirão Preto PIE 008.02-0 ARUANÃ TERMOELÉTRICAS S/A XAVANTES 48,00 Goiás Goiânia PIE 009.02-0 UTE BAHIA I CAMAÇARI LTDA UTE BAHIA I 30,60 Bahía Camaçari PIE 010.02-0 ENGUIA GEN BA LTDA UTE JAGUARARI 100,40 Bahía Jaguarari PIE 011.02-0 ENGUIA GEN CE LTDA UTE ARACATI 11,50 Ceará Aracati PIE 011.02-0 ENGUIA GEN CE LTDA UTE BATURITÉ 11,50 Ceará Baturité PIE 011.02-0 ENGUIA GEN CE LTDA UTE CAUCAIA 13,10 Ceará Caucaia PIE 011.02-0 ENGUIA GEN CE LTDA UTE CRATO 13,10 Ceará Crato PIE 011.02-0 ENGUIA GEN CE LTDA UTE IGUATU 13,10 Ceará Iguatu PIE 011.02-0 ENGUIA GEN CE LTDA UTE JUAZEIRO DO NORTE 13,10 Ceará Juazeiro do Norte PIE 011.02-0 ENGUIA GEN CE LTDA UTE PECEM II 13,10 Ceará Pecem 22

Contrato Empresa Usina Relação de Contratos e energia contratada Potência MW Estado Município PIE 012.02-0 BRASYMPE ENERGIA S/A UTE JARDIM 60,00 Sergipe Aracaju PIE 013.02-0 BRASYMPE ENERGIA S/A UTE RIO LARGO 60,00 Alagoas Rio Largo PIE 014.02-0 BRASIL ENERGIA LTDA UTE JOÃO PESSOA I 4,32 Paraíba João Pessoa PIE 014.02-0 BRASIL ENERGIA LTDA UTE JOÃO PESSOA II 2,45 Paraíba João Pessoa PIE 015.02-0 CONSÓRCIO TERMO GCS LTDA UTE PRAZERES 5,00 Pernambuco Recife PIE 015.02-0 CONSÓRCIO TERMO GCS LTDA UTE CABO 5,00 Pernambuco Recife PIE 015.02-0 CONSÓRCIO TERMO GCS LTDA UTE SUAPE 5,00 Pernambuco Recife PIE 015.02-0 CONSÓRCIO TERMO GCS LTDA UTE PORTO 5,00 Pernambuco Recife PIE 015.02-0 CONSÓRCIO TERMO GCS LTDA UTE IPOJUCA 5,00 Pernambuco Recife PIE 015.02-0 CONSÓRCIO TERMO GCS LTDA UTE RIO FORMOSO 5,00 Pernambuco Recife PIE 016.02-0 ENGUIA GEN PE LTDA UTE MARAMBAIA 13,00 Piauí Marambaia PIE 016.02-0 ENGUIA GEN PE LTDA UTE ALTOS 13,00 Piauí Altos PIE 016.02-0 ENGUIA GEN PE LTDA UTE CAMPO MAIOR 13,00 Piauí Campo Maior PIE 016.02-0 ENGUIA GEN PE LTDA UTE NAZÁRIA 13,10 Piauí Nazária PIE 017.02-0 CEARÁ GERADORA DE ENERGIA UTE DISTRITO INDUSTRIAL I 19,00 Ceará Fortaleza PIE 017.02-0 CEARÁ GERADORA DE ENERGIA UTE DISTRITO INDUSTRIAL II 19,00 Ceará Fortaleza PIE 017.02-0 CEARÁ GERADORA DE ENERGIA UTE AQUIRAZ 13,00 Ceará Fortaleza PIE 017.02-0 CEARÁ GERADORA DE ENERGIA UTE JABUTI 13,00 Ceará Fortaleza PIE 017.02-0 CEARÁ GERADORA DE ENERGIA UTE MARANGUAPE 16,00 Ceará Fortaleza 23

Contrato Empresa Usina Relação de Contratos e energia contratada Potência MW Estado Município PIE 017.02-0 CEARÁ GERADORA DE ENERGIA UTE PARAIPABA 13,00 Ceará Fortaleza PIE 017.02-0 CEARÁ GERADORA DE ENERGIA UTE COLUNA 9,00 Ceará Fortaleza PIE 017.02-0 CEARÁ GERADORA DE ENERGIA UTE PACAJUS 9,00 Ceará Fortaleza PIE 017.02-0 CEARÁ GERADORA DE ENERGIA UTE CAGECE 16,00 Ceará Fortaleza PIE 018.02-0 NORDESTE GENERATION LTDA NE GENERATION 31,17 Bahía Candeias PIE 019.02-0 CIA ENERGÉTICA DE PETROLINA UTE PETROLINA 128,00 Pernambuco Petrolina PIE 020.02-0 BREITENER ENERGÉTICA S/A UTE BREITENER 153,75 Ceará Fortaleza PIE 021.02-0 GEBRA UTE MARITUBA 15,50 Alagoas Marituba PIE 021.02-0 GEBRA UTE POLO 15,50 Alagoas Marechal Deodoro PIE 021.02-0 GEBRA UTE PERI-PERI 15,50 Alagoas Peri-Peri PIE 022.02-0 GEBRA UTE CARRAPICHO 18,60 Sergipe Neópolis PIE 022.02-0 GEBRA UTE LAGARTO 14,40 Sergipe Lagarto PIE 023.02-0 TERMO ELÉTRICA ITAENGA LTDA UTE ITAENGA 20,00 Pernambuco Carpina PIE 024.02-0 P P BRASIL LTDA - CAYMAN UTE PORTO PECEM 40,00 Ceará SGon. do Amarante PIE 025.02-0 PARNAMIRIM ENERGIA S/A UTE GARIBALDI ALVES 93,00 RG do Norte Parnamirim PIE 026.02-0 DESTILARIA JB LTDA UTE JB 18,00 Pernambuco Jussaral PIE 027.02-0 GRAMAME - GIASA UTE GRAMANE 18,00 Paraíba Pedras de Fogo PIE 028.02-0 TERMO POTIGUAR S/A - TEP TEP - TERMO POTIGUAR 48,00 RG do Norte Macaíba PIE 029.02-0 TERMOCABO LTDA UTE TERMOCABO 48,00 Pernambuco Cbo de Sto Agstinho 24

7.0 - O MAE Em decorrência das dificuldades de implantação do Mercado Atacadista de Energia e as lições do racionamento, cuja abordagem inicial nos mecanismos de comercialização até meados de 2002 ainda não permitiram a liquidação de curto prazo de forma adequada, demandando interferências da ANEEL e do governo na busca de um amplo acordo de mercado, incluindo-se a concessão especial de crédito às distribuidoras e aumentos tarifários de forma a cobrir perdas de receita, beneficiando as empresas em detrimento do consumidor final, fez com que o MAE tivesse seus procedimentos questionados e submetidos à reformulação pela CGE. 7.1 - Principais alterações nos procedimentos de comercialização de energia Serão efetuados incentivos à contratação bilateral em duas fases: a) curto prazo corresponde à transição pós-racionamento, no qual há incerteza sobre o crescimento da demanda e os novos instrumentos regulatórios ainda estão em consolidação; Para o curto prazo, a principal medida é a exigência de 95% de contratação por parte de todos os agentes de consumo. O objetivo desta medida transitória é evitar que estratégias agressivas de compra de energia no mercado de curto prazo, sem o respectivo respaldo de geração, resultem em riscos substanciais para os geradores hidrelétricos antes que estejam consolidados os instrumentos de gerência destes riscos em particular a oferta de preços e as ações de monitoramento/intervenção governamental. b) médio prazo corresponde ao amadurecimento do mercado e dos instrumentos que asseguram uma expansão econômica e confiável da oferta. Para o médio prazo, são propostas as seguintes medidas de caráter estrutural: 1) As distribuidoras passarão a adquirir energia para seus consumidores cativos através de licitação de PPAs de longo prazo. Este mecanismo é transparente, eficiente - pois leva à contratação de mínimo custo em decorrência da competição de diversas fontes de energia e alternativas de investimento e permite criar uma referência de mercado para o Valor Normativo. 2) Por sua vez, os consumidores livres e comercializadores estarão plenamente expostos aos preços e riscos do mercado, com liberdade para realizar contratos bilaterais no montante desejado. Como mencionado anteriormente, a liberação do mercado será condicionada à consolidação tanto dos instrumentos de gerência de risco por parte dos agentes como dos instrumentos de monitoração de confiabilidade/intervenção por parte do governo. 25

7.2 - Evolução do preço no mercado SPOT O preço do MAE é determinado em base semanal, considerando três patamares de carga, para cada submercado do sistema elétrico brasileiro. A definição dos submercados é responsabilidade do ONS e contempla a seguinte divisão do sistema elétrico brasileiro: Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul. O preço do MAE será calculado em base ex-ante (considerando informações previstas de disponibilidade e carga) para as semanas que se iniciam aos sábados e terminam na sexta feira, podendo conter dias de dois meses adjacentes. O preço servirá para a liquidação de toda a energia não contratada entre os agentes. Até Setembro de 2000, antes da implantação do MAE, os preços de energia elétrica utilizados na Contabilização e Faturamento da energia de curto prazo eram iguais às tarifas de energia elétrica no curto prazo (TMO), para período de ponta e fora de ponta para cada subsistema interligado, determinados e publicados mensalmente pela ANEEL. Estas tarifas de energia elétrica no curto prazo eram determinadas com base no Custo Marginal Mensal de Operação, informado pelo ONS. 700 600 Tarifas médias de Energia no Curto Prazo Norte 500 Nordeste Sudeste/Centro-Oeste R$/MWh 400 300 Sul 200 100 0 jun-99 dez-99 jun-00 dez-00 jun-01 dez-01 jun-02 Histórico de Preços - Valores em R$/MWh 26

A observação do gráfico evidencia a variação dos preços da energia antes, durante e com o fim do racionamento. Esta volatilidade tem sido considerada um dos grandes fatores de impedimento para novos empreendimentos, pois os agentes temerosos por não auferir os ganhos na compra de energia de curto prazo mais barata não efetuam contratos de compra de energia nova. Quanto aos empreendedores, este termômetro assim como o Valor Nominativo tem balizado a busca de contratos de longo prazo, porém ao perceberem a evolução de baixos preços no mercado spot e a excedente oferta decorrente da retração do mercado sinalizam com adiamentos nos programas de implantação de seus empreendimentos até a contração de PPA s. 8.0 - Revitalização do setor elétrico O Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico foi criado em junho de 2001, pela Resolução 18 da Câmara de Gestão da Crise de Energia, com a missão de corrigir disfuncionalidades e propor aperfeiçoamentos que favoreçam a expansão da oferta de energia elétrica. A instalação do Comitê ocorreu em 27/6/2001. O trabalho de revitalização vem sendo realizado com base no princípio que determina a preservação dos pilares do novo modelo brasileiro do setor energético: competição nos segmentos de geração e comercialização de energia elétrica, expansão dos investimentos necessários com base em aportes do setor privado e regulação dos segmentos que são monopólios naturais - transmissão e distribuição de energia elétrica - para garantir a qualidade dos serviços e o suprimento de energia elétrica de forma compatível com as necessidades de desenvolvimento do país. A composição inicial do Comitê incluiu o então Presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Francisco Gros (hoje presidente da Petrobras), como coordenador; o Presidente da Eletrobrás, Cláudio Ávila da Silva; o Secretário de Energia do Ministério de Minas e Energia (MME), Afonso Henriques Moreira Santos; o Diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Eduardo Henrique Ellery Filho; o Secretário de Política Econômica do Ministério da Fazenda, José Guilherme Almeida Reis; e o representante da Advocacia Geral da União (AGU), André Serrão Borges Sampaio. A partir da emissão da Resolução GCE n.º 108, de 24/1/2002, o Comitê de Revitalização passou a ter a seguinte composição: Octávio Castello Branco, Diretor de Infra-estrutura do BNDES, coordenador; Ivone Maria de Oliveira, do MME; Eduardo Henrique Ellery Filho, Diretor da Aneel; José Guilherme Almeida Dos Reis, Secretário de Política Econômica do Ministério da Fazenda; Ana Cláudia Manso Sequeira Ovídio Rodrigues e Rosa Maria Santos Meguerian, ambas da AGU; e Reni Antônio da Silva. Ao longo de mais de cinco meses de atuação, foram realizadas 25 reuniões plenárias do Comitê, além de reuniões com os agentes públicos e privados do setor - Abrage (12), Abradee (17), Abraceel (2), ABCE (1), Comae (1), empresas do setor 27