Ações que discutem o Generation Scaling Factor – GSF

A demanda que atualmente causa maior dano ao setor elétrico é a discussão acerca do Mecanismos de Realocação de Energia e o Generation Scaling Factor – GSF. Para a melhor compreensão da questão, faz-se necessário trazer alguns conceitos e premissas.

Primeiramente, é relevante considerar que o mundo fático, caracterizado pelo despacho energético centralizado pelo Operador Nacional do Sistema - ONS, que determina quais geradores que devem produzir energia elétrica e a quantidade a ser produzida em cada momento141. Essas determinações sistêmicas, no entanto, não coincidem com o mundo contratual, cujos registros e liquidação ocorrem no ambiente Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE142.

despendido, tanto pelo IPCA como pela taxa de desconto de que trata o § 2º do art. 1º desta Lei, e será ressarcido ao agente de geração mediante extensão do prazo das outorgas vigentes, limitada a 7 (sete) anos, calculada com base nos valores dos parâmetros aplicados pela Aneel para as extensões decorrentes do inciso II do § 2º do art. 1º desta Lei, dispondo o gerador livremente da energia. [...]

141 O ONS é uma pessoa jurídica de direito privado, criado pela Lei n.º 9.648/1998 e sua atuação é regulamentada pelo Decreto 5.081/2004.

142 A CCEE também é uma pessoa jurídica de Direito Privado e sua criação foi autorizada pela Lei n.º 10.848/2004. O Decreto n.º 5.177/2004 regulamenta a sua organização, atribuições e funcionamento.

A existência de um contrato de compra e venda de energia não significa que o gerador contratado vai produzir aquela quantidade de energia e que será esta energia que será fisicamente recebida pelo comprador contratante. Na verdade, o que se garante é que o adquirente receberá a quantidade de energia contratada e que o gerador, na liquidação, estará vinculado a esse contrato.

No mundo fático, a estrutura do sistema elétrico brasileiro é caracterizada pelo despacho centralizado com base em parâmetros técnicos das usinas e pela minimização do custo esperado da operação através de modelos computacionais de otimização, cabendo ao ONS promover o equilíbrio entre a oferta e a demanda.

Isso significa que muitas usinas que poderiam estar produzindo toda a energia vendida por meio de contratos, muitas vezes não o fazem por determinação do ONS. Tal determinação garantiria a eficiência do sistema. Por outro lado, outras usinas produzem mais energia do que contrataram, pela mesma razão.

Diante disso, criou-se uma espécie de condomínio, para garantir que os ônus e vantagens decorrentes das variações de condições hidrológicas sejam rateados por todas os geradores hídricos. Nessas condições, é irrelevante quem efetivamente gerou a energia. Esse condomínio é o chamado MRE, criado pela Medida Provisória 1.531/1998, convertida na Lei n.º 9.648/1998 e regulamentada pelo Decreto n. 2.655/1998.

Quando o período hidrológico é favorável, as usinas acabam tendo a oportunidade de produzir mais energia do que o contratado. Essa diferença gerada é vendida no Mercado de Curto de Prazo – MCP. Essa operação traz um lucro para todas as empresas integrantes do MRE, o qual é rateado de forma proporcional à garantia física de cada uma delas.

Se, por outro lado, há ausência de chuvas, o sistema interligado, como um todo, não consegue produzir energia

suficiente para cumprir todos os contratos vigentes.143 Nessa situação, os geradores hidrelétricos precisam comprar energia no MCP para adimplemento de seus contratos, a um custo geralmente muito elevado. Esse valor é conhecido como GSF e também é rateado entre todos os agentes de forma proporcional à sua garantia.

O fato é que desde 2012, o Brasil vive uma realidade de baixa hidrologia. Essa realidade nacional acaba por elevar, consideravelmente, o valor do GSF para as geradoras hidrelétricas. Considera-se tanto a contratação de energia de outras fontes, quanto a necessidade de importação de energia e de despacho fora da ordem de mérito a fim de garantir a segurança energética. Além disso, existem alguns fatos que não dizem respeito ao risco hidrológico, mas cujos custos foram incluídos no MRE. Esses encargos e também impactaram esse valor144, embora seu impacto seja muito inferior ao impacto do próprio risco hidrológico, como se pode ver do gráfico abaixo:

143 É possível que os agentes, prevendo a possibilidade de baixa hidrologia, vendam energia em valor inferior à sua garantia física, deixando assim de ter prejuízos. Todavia, essa não é a prática do mercado, de forma que todos assumem o risco hidrológico.

144 É o caso das restrições ao escoamento da energia em função de atraso na entrada em operação ou de entrada em operação em condição técnica insatisfatória das instalações de transmissão de energia elétrica destinadas ao escoamento e da diferença entre a garantia física outorgada aos empreendimentos previstos no art. 2º, VI, da lei n.º 9.478/1997 na fase de motorização e os valores da agregação efetiva de cada unidade geradora motorizada ao SIN, conforme critérios técnicos aplicados pelo poder concedente às demais usinas hidrelétricas, como se vê da Nota Técnica n.º 11/2017/AEREG/SE, elaborada pelo Ministério de Minas e Energia no NUP 48000.001323/2016-12.

Diante desse cenário, diversos geradores ajuizaram ações buscando o não pagamento do GSF ou, então, que este fosse limitado a 5% (cinco por cento) da garantia física. Essas ações ficaram conhecidas como o Bloco 1 do GSF145. Liminares foram deferidas146 e essas decisões judiciais acabaram por impactar todos os outros integrantes do MRE pois, como já explicado, ele funciona como um condomínio e os custos são repassados aos demais condôminos.

O aumento do valor do GSF decorrente das liminares do Bloco 1 foi o estopim para a chegada de um segundo bloco de ações147. Estas foram ajuizadas por geradores que reconhecem como seu, o risco hidrológico. Porém, esses agentes não queriam ser prejudicados pelo inadimplemento autorizado judicialmente. O pedido, basicamente, é para que 145 Em maio de 2018, eram 80 as ações em trâmite com esse escopo. O caso mais relevante, com maior impacto financeiro, é a ação n. º 0034944-23.2015.4.01.340, ajuizada pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica.

146 Em 25/05/2018 havia 59 liminares vigentes.

147 Esse bloco, também em maio de 2018, somava 63 processos judiciais, podendo ser citada como exemplo a ação n. º 1010732-62.2017.4.01.0000, ajuizada pela Norte Energia – Usina Hidrelétrica Belo Monte.

paguem apenas o valor que seria devido, caso todos os integrantes do MRE estivessem pagando suas obrigações em dia.

A consequência dessas liminares é que o inadimplemento resultou na impossibilidade de pagamento integral aos geradores. Esses, no entanto, foram chamados a suprir a energia que não estava sendo produzida pelas usinas hidrelétricas. Surgiu, então, o 3º bloco, conhecido como “loss sharing”148. Nesses processos, os geradores de outras fontes de energia, como biomassa, eólica e fotovoltaica, recorrem ao Judiciário para ter prioridade no recebimento dos valores efetivamente pagos, a despeito das liminares. Aqueles que não tem liminares acabam recebendo um percentual muito baixo relativo à energia produzida, vejamos:

O prejuízo para o setor é claro. Há uma distorção do sinal de preços e ineficiência econômica no mercado de curto prazo. Devido à inadimplência no MCP, os agentes deixam de buscar 148 O bloco 3 é o mais volumoso de todos, com 122 ações judiciais em maio de 2018. Veja-se a ação n.º 0051048-90.2015.4.01.3400, proposta pela Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas – Abraget.

a negociação nesse mercado, que normalmente ajudaria na busca de um preço mais baixo149.

A situação ficou tão preocupante que a Empresa de Pesquisa Energética – EPE elaborou a Nota Técnica PR 002/2017. Essa nota aborda as liminares que paralisam o mercado de energia elétrica e seus impactos no planejamento energético. Temos os seguintes esclarecimentos:

Esta perspectiva pode acarretar na completa e

efetiva paralização do MCP, com impactos diretos na perspectiva do sistema de assegurar recursos

necessários para a garantia de suprimento

energético com economicidade. Por exemplo,

dada a situação de escassez, poderiam ocorrer o

aumento de eficiência de usinas de geração termelétrica, ou oferta termoelétrica adicional e

mesmo a participação do consumidor como um

"recurso" ao sistema, mas estes recursos não se

materializarão pela falta de "credibilidade" do mercado. Um exemplo concreto digno de menção é o de usinas termelétricas a biomassa, notadamente aquela que utiliza subprodutos da

cana-de-açúcar como combustível, que tem

participação relevante na matriz elétrica brasileira. Há evidências de que o sinal econômico do preço

do MCP pode, corretamente, servir como indutor para o incremento da produção de energia elétrica desta tecnologia, o que seria muito importante pela ótica do planejamento energético e da

segurança de suprimento. No entanto, a paralisia do MCP não permitiria ao gerador receber os influxos monetários devidos e, assim, dito aumento de oferta não se realizará.

A União utiliza duas frentes para tentar solucionar a questão. Primeiramente, busca, com a ajuda da Advocacia-Geral da União, derrubar as liminares em vigor por meio de pedidos de Suspensão de Liminar junto ao Superior Tribunal de Justiça. Nesse sentido, já foi deferido o pedido na SLS 2162, em relação à liminar da Associação Brasileira de Geração de 149 Nota Técnica n.º 05/2017/AEREG/SE.

Energia Limpa – ABRAGEL, e parcialmente deferido na SLS 2377, referente à APINE. Além disso, adotou-se medidas administrativas para solucionar a questão.

A primeira delas foi a edição da Medida Provisória n. º 688, de 18 de agosto de 2015, convertida na Lei n. º 12.203/2015, que autorizou a repactuação do risco hidrológico suportado pelos geradores integrantes do MRE. Infelizmente, os agentes do mercado livre não aderiram à repactuação. Logo, problema subsiste até os dias atuais e se encontra agravado diante da escassez hidrológica vivida hodiernamente.

Em 2017, o Ministério de Minas e Energia levou ao mercado uma nova alternativa por meio da Consulta Pública n. º 33/2017, aprimorada pela já mencionada Nota Técnica n.º 11/2017/AEREG/SE. A ideia era reconhecer que alguns dos elementos cujos custos eram suportados pelo MRE não consistiam em risco hidrológico e os retroagir a 2013. Dessa maneira, haveria a compensação pelo deslocamento hidrelétrico causado pela geração fora da ordem do mérito, mediante extensão do prazo de outorga. Assim, o risco hidrológico seria alocado em quem tem maior capacidade de administrá-lo, ou seja, o vendedor. Porém, esses custos não seriam repassados ao consumidor por meio da tarifa, já que o vendedor seria recompensado pela extensão do prazo de outorga.

Proposta, nesse sentido também constou da Medida Provisória n. º 814/2017 e do Projeto de Lei da Câmara n. º 77/2018, e é objeto do substitutivo apresentado no PLS n. º 209/2015. Além disso, enquanto não há uma pacificação da questão pelo Poder Legislativo, a Aneel vem tentando fazer uma conciliação, ainda em negociação150.

150 Agência Nacional de Energia Elétrica. ANEEL inaugura novo momento e recebe agentes para tratar do GSF. Disponível em http://www.aneel.gov.br/sala-de-imprensa/-/asset_publisher/zXQREz8EVlZ6/content/id/17617358 . Acesso em 05/11/2018.

4.4. Ações que discutem a Conta de Desenvolvimento