3 COOPERAÇÃO ENERGÉTICA DOS PAÍSES ESCANDINAVOS
3.2 A REFORMA NORUEGUESA
O setor elétrico norueguês experimentou um processo de reformas com inúmeras particularidades. A verificada reestruturação da indústria norueguesa teve como alvo a introdução de um mercado competitivo na indústria de geração de energia elétrica, estabelecendo o livre acesso à rede de transmissão e a desverticalização da empresa estatal de energia elétrica. Porém, mister se faz registrar, a grande diferença do processo de reforma norueguês que residiu no fato de a empresa estatal de energia permanecer pública na composição de seus ativos. A matriz energética norueguesa é de caráter exclusivamente hidrelétrico, com momentos de alta variabilidade na hidraulicidade da geração (mais ou menos 20%) e, em estatísticas de 1998, com produção potencial máxima de 125 TWh, mínima de 90 TWh e média de 110 TWh (o equivalente à capacidade do sudeste brasileiro). É
um sistema de “elevadíssimos custos fixos, baixos custos variáveis e com boa margem de reserva de capacidade (por exemplo, em 1994, a capacidade instalada no inverno era de 26 GW e a carga “de ponta”, ou seja, o pico no consumo doméstico era de 19 GW) ”63.
Apesar de haver esta margem de segurança, verifica-se alta variabilidade na geração de energia, dadas as variações pluviométricas e – por consequência – dos níveis das barragens das usinas hidrelétricas, fatos estes que provocam grandes variações nos preços da energia elétrica. Somente a título de informação, no ano de 1992, “devido a uma hidrologia favorável, houve uma redução de 50% nos preços da energia comercializada, comparativamente ao preço de 1991”64. Enfim, nos anos de maior precipitação pluviométrica e de moderadas temperaturas, os reservatórios das usinas hidrelétricas terão maior disponibilidade, mas a demanda por energia elétrica será menor, ou seja, verifica-se uma relação inversamente proporcional entre a temperatura atmosférica e o consumo de energia elétrica, ocorrendo exatamente o contrário nos anos mais secos e de temperaturas negativamente extremas. Como o perfil da indústria norueguesa é focado mais em indústrias bastante dependentes do uso de energia elétrica - tais como indústrias de alumínio e de fertilizantes, dentre outras – e aliado ao baixo preço da eletricidade no país, verifica-se um alto consumo per capita de energia elétrica, da ordem de 25.000 KWh65. As indústrias eletro intensivas consomem um total anual de 30 TWh, sendo 12 TWh produzidas por elas próprias e o restante obtidas por contratos de longo prazo e preços subsidiados pelo Estado. O setor de consumo individual chega a 32 TWh e outros 35 TWh são consumidos pelos restantes dos setores industriais e comerciais.
O setor de energia elétrica norueguês é caracterizado historicamente pela excessiva fragmentação de agentes. Antes da reforma – que visou e chegou ao objetivo de criar o mercado à vista para grandes consumidores, sendo mantido o monopólio de distribuição municipal para os pequenos consumidores – o mercado norueguês tinha expressiva participação da Statkraft, a empresa estatal norueguesa de Geração e Transmissão (G&T), poucas companhias apenas geradoras e um grande número de empresas municipais e estaduais de distribuição de energia, sendo que 50% destas apresentavam modelos de gerenciamento verticalmente integrados (ou seja, os modelos GTD, ou Geração-Transmissão- Distribuição). Assim como ocorre no Brasil, a abundância e a espalhada distribuição dos recursos hídricos foram fatores determinantes para a organização industrial e distribuição territorial do setor elétrico norueguês. A tradicional independência política dos municípios
63 ROSA, L. P. (org), TOLMASQUIM, M., PIRES, J. C. L. A Reforma do Setor Elétrico no Brasil e no Mundo: A Reforma Norueguesa, p. 61. Ed. Relume Dumará, R. de Janeiro, 1998.
64 Idem, p. 62. 65 Idem.
noruegueses e o modelo socialdemocrata de regulamentação “contribuíram para afastar investimentos privados e para favorecer a iniciativa pública municipal em empreendimentos de geração em pequena escala e na eletrificação de várias comunidades”66. Tal modelo destacava ao governo federal a responsabilidade pelo “desenvolvimento dos grandes projetos hídricos e a constituição de uma rede nacional de transmissão, além do suprimento das indústrias eletro-intensivas”67.
O “share” de geração norueguês no início dos anos 1990 era dividido da seguinte
forma: 30% do mercado pertencia à Statkraft, que fornecia energia elétrica diretamente às indústrias eletro-intensivas e, eventualmente, às concessionárias distribuidoras; 15% da geração era do setor privado (autoprodutores industriais) e os demais 55% da geração era formada por aproximadamente 200 empresas concessionárias em níveis estaduais e municipais. O sistema de linhas de transmissão é composto pelo “grid” de alta tensão nacional, que flutua das voltagens de 132 a 400 kV, sendo que 80% dessas linhas são de propriedade da Statkraft, que aluga os restantes 20% do “grid” para cerca de outras 30 empresas privadas. De acordo com Moohen, tal sistema de aluguel criou, em meados da década de 1990, “uma série de problemas não resolvidos nem para o órgão regulador e nem para os usuários da transmissão”. 68 Moohen acreditava que tal sistema impedia a operação a um menor custo, dado o caráter dual dessas empresas privadas: elas eram simultaneamente usuárias e produtoras dos serviços de transmissão. Já as redes regionais norueguesas de média voltagem eram bastante fragmentadas, de propriedade de 54 (cinquenta e quatro) concessionárias, sendo 40 (quarenta) delas também distribuidoras. Este grande número de concessionárias sempre foi fator determinante para vários níveis de tarifas e grande flutuação nos preços da mesma.
66 MIDTTUN, A. The Norwegian, Swedish and Finnish Reforms: Competitive Public Capitalism and the
Emergence of the Nordic Internal Market. MIDTTUN, A. (orgs). European Electricity Systems in
Transition: a Comparative Analysis of Policy and Regulation in Western Europe, Ed. Elsevier.
67 MOHEN, J. The New ESI in Norwegian. IEEE International Forum on Deregulation and Restructuring in the
Electrical Power Sector, Belo Horizonte, 1995.
Figura 2.1.1: configuração da atividade de transporte de energia elétrica na Noruega
Fonte: ROSA, Luiz Pinguelli. A Reforma do Setor Elétrico no Brasil e no mundo: uma visão crítica. P. 64/ Luiz Pinguelli Rosa, Mauricio Tiomno Tolmasquim, José Cláudio Linhares Pires. – Rio de Janeiro: Relume Dumará; Coppe, UFRJ, 1998.
Em 1991, a Noruega deflagrou um processo de liberalização no setor elétrico, com objetivos claros de uma melhoria nos serviços do mesmo, e a preços mais atrativos e competitivos. Foi institucionalizado o livre acesso às redes de transmissão e geração (inclusive nas redes locais de alta potência (AT) e baixa potência (BT) criando-se, desta forma, um mercado competitivo para geradores e fornecedores. A Suécia, no ano de 1996, fez movimento semelhante em seu mercado interno, e ambos os países retiraram os tributos sobre os fluxos de energia elétrica entre seus respectivos mercados, criando-se um mercado de energia integrado, o Nord Pool, e que ganhou – nos anos de 1998 e 1999 – a companhia de Finlândia e Noruega, respectivamente.
Figura 2.1.2: características da malha de transporte de energia elétrica na Noruega
Fonte: ROSA, Luiz Pinguelli. A Reforma do Setor Elétrico no Brasil e no mundo: uma visão crítica. P. 64/ Luiz Pinguelli Rosa, Mauricio Tiomno Tolmasquim, José Cláudio Linhares Pires. – Rio de Janeiro: Relume Dumará; Coppe, UFRJ, 1998.
Grandes problemas verificados no quesito competitividade entre tais concessionárias e distribuidoras eram percebidos no mercado de energia elétrica norueguês. Tais empresas simplesmente não se esforçavam em reduzir seus custos de suprimento de energia, visto que havia a prática em larga escala dos chamados contratos casados (“tie-in contracts”), ou seja, o município era dono e sócio da empresa geradora regional, havendo basicamente uma troca de recursos entre as empresas, fazendo com que o consumidor permanecesse “preso” àquela distribuidora, pagando as suas contas de energia num valor mais alto do que o que efetivamente poderia ser. Assim, o governo norueguês criou certos mecanismos para reduzir tais custos advindos desta “descoordenação de mercado” 69 em favor do cidadão consumidor da energia elétrica.
O melhor exemplo disso foi a constituição, no ano de 1971, de um mercado pontual de comercialização ocasional de energia, o Pool Samkjøringen, criado através da fusão de sete pools regionais e operado de forma cooperativada entre as 60 empresas participantes, com base nas licitações de compra e venda (“competitive bidding”). Este mercado tinha a função de fazer o intercâmbio de sobras de energia dos diversos aproveitamentos hídricos, objetivando a sua otimização. O pool era limitado a empresas que produzissem, no mínimo, 100 GWh por ano70.
Importante salientar, também, a participação de produtores dinamarqueses e suecos, sempre intermediados pela Statkraft. Tal experiência de “pool” foi condição sine qua non
para a rápida implementação de reformas no setor elétrico norueguês, que buscava – entre outras metas – a obtenção de uma eficiência econômica e a eliminação nos altos desvios de preços verificados no mercado, através do incentivo a uma maior concorrência entre os agentes, o que beneficiou os consumidores.
Segundo Mohen71, Wangeestein e Holtan72, os argumentos para as mudanças setoriais no setor elétrico norueguês estavam ligados ao combate ao sobre-investimentos em geração provocados pelo funcionamento descentralizado do sistema e pelas estruturas tarifárias dos custos dos serviços (que remuneravam as empresas pelos seus custos incorridos), o incentivo a projetos de investimentos direcionados a planos de expansão com menores custos (o que alteraria os contratos de concessão de serviços para as empresas municipais), a criação de
69 ROSA, L. P. (org), TOLMASQUIM, M., PIRES, J. C. L. A Reforma do Setor Elétrico no Brasil e no Mundo: A Reforma Norueguesa. p. 66. Ed. Relume Dumará, R. de Janeiro, 1998.
70 Idem.
71 MOHEN, J. A Experiência da Noruega. In: SEMINÁRIO REFORMULAÇÃO NO SETOR ELÉTRICO:
COMPETIÇÃO, PRODUTIVIDADE E PARTICIPAÇÃO PRIVADA: a experiência internacional e a realidade brasileira, Rio de Janeiro, 1994.
72 WANGESTEEN; HOLTAN. The Reform of the Norwegian Power Industry. Revue de l’Énergie, n. 465,
incentivos para redução de custos pela criação de um ambiente economicamente competitivo na geração e comercialização de energia elétrica, desenvolvimento de equalização de perfil dos consumidores e a eliminação das flutuações de preços de região para região.
Assim, em meados do ano de 1990, o governo norueguês implantou o seu “Energy Act”, definindo os papéis dos diversos atores do mercado de energia, diferenciando as
atividades concorrenciais e as do monopólio natural, incentivando a concorrência já na geração e estabelecendo que as redes de transmissão e distribuição continuariam reguladas como monopólios naturais, com concorrência nas vendas finais de energia, independentemente do porte do consumidor final. Assim, o governo norueguês dividiu e desverticalizou a estatal Statkraft em duas empresas, uma somente de geração (Statkraft SG) e uma outra só de transmissão (Statnet SF). O antigo “Pool Samkjøringen” passou a ser operado por uma empresa do governo, a “Statnet-Marked” (subsidiária da Statnet SF), criando-se também a “Norges Energiverkforbund” (NVE), uma agência reguladora em moldes similares no leque de funções e atribuições aos da Agência Nacional de Energia Elétrica brasileira, a ANEEL. Todos os demais não foram afetados pela reforma, que se caracterizou pela desverticalização sem privatização, com o Estado sempre presente no sistema elétrico, e em seus diversos níveis, uma base fundamental do setor elétrico norueguês.
Tal reforma afetou diretamente na estruturação do mercado atacado de energia vendida, desregulamentando o mercado de energia varejista, aquela vendida ao consumidor final. Tais mudanças fizeram nascer dois novos agentes: os comercializadores (“traders”) e
os corretores (“brokers”). Os comercializadores tinham por único negócio a compra e a
venda de energia sob contrato, no “pool”, e foram responsáveis pelo incremento na
concorrência, quando os preços no “pool” ainda eram crescentes. Este novo ambiente de
competição no mercado de comercialização de energia também atraiu a chegada de empresas de outros países nórdicos, como a sueca Vattenfall, que comprou uma empresa de comercialização norueguesa. Algumas distribuidoras também conseguiram expandir significativamente suas vendas. Por outro lado, os “brokers” intermediavam as relações entre
vendedores e consumidores, além das negociações de partilhamento de custos. Segundo Mohen, ao contrário dos “traders”, “eles não compram e nem vendem energia e, dessa forma,
não estão expostos ao risco de comprarem energia no pool e venderem-na, normalmente, a um preço fixo”73.
73 MOHEN, J. The New ESI in Norwegian. IEEE International Forum on Deregulation and Restructuring in the
O mercado de atacado foi a grande aposta do governo norueguês, através de suas políticas de liberalização da comercialização, para se quebrar a prática usualmente praticada pelas empresas de energia. O governo entendia que – com a introdução da competição – as concessionárias de distribuição de energia elétrica destacariam o devido cuidado à questão dos custos de seus contratos, visto que esta não era uma preocupação delas devido à ausência da competitividade no mercado de energia elétrica doméstico. As reformas apresentadas pelo governo norueguês compreendiam na divisão do mercado de atacado em dois ramos: o mercado organizado e o mercado de contratos bilaterais. Este primeiro ramo (mercado organizado) foi a grande novidade do processo de reestruturação norueguesa, pois envolvia “contratos padronizados entre geradores, concessionárias de distribuição e grandes consumidores individuais e, a partir de 1995, passou a incorporar também os pequenos consumidores residenciais”74. Já o segundo ramo, o dos “contratos bilaterais”, ficou caracterizado pela intervenção governamental no que tange à renegociação direta das cláusulas existentes entre geradores e consumidores, a partir do início dessas reformas.
Com o objetivo de promover a competitividade no mercado de energia elétrica, o governo norueguês segmentou o “mercado organizado” em 3 partes diferentes, mas todos eles com a obrigatória participação da empresa estatal Statnett. Tais segmentações neste mercado eram o “mercado do dia seguinte” (day market), o “mercado semanal” (weekly market) e o “mercado de regulação” (regulation market) que, juntos, respondiam por cerca de “33% do total da produção de energia em 1995, e apresenta uma clara tendência de crescimento”75.
Mohen acredita que essa trina segmentação do “mercado organizado” trouxe benefícios para o sistema elétrico norueguês como um todo, especialmente no fato de que
[...]geradores e supridores podem ofertar energia firme sob contratos de longo prazo a consumidores finais; fornece mercado para que os geradores possam vender eventuais excessos de potência; informa preços de referência para os contratos de longo e de curto prazo; sinaliza preços para a expansão otimizada da capacidade de geração e de transmissão no sistema; e proporciona os meios tradicionais de minimização dos custos de geração através da operação por ordem de mérito e dos requisitos de reserva girante76.
O “mercado do dia seguinte” respondia por aproximadamente 14% do total de energia comercializada, e nada mais era do que a continuação do Pool Samkjøringen e reunia, sob
74 ROSA, L. P. (org), TOLMASQUIM, M., PIRES, J. C. L. A Reforma do Setor Elétrico no Brasil e no Mundo: A Reforma Norueguesa, p. 69, Ed. Relume Dumará, R. de Janeiro, 1998.
75 MIDTTUN, A. The Norwegian, Swedish and Finnish Reforms: Competitive Public Capitalism and the
Emergence of the Nordic Internal Market. Midttun, a., orgs. European Electricity Systems in Trtansition – a Comparative Analysis of Policy and Regulation in Western Europe, Ed. Elsevier, 1997.
76 MOHEN, J. A Experiência da Noruega. SEMINÁRIO REFORMULAÇÃO NO SETOR ELÉTRICO:
COMPETIÇÃO, PRODUTIVIDADE E PARTICIPAÇÃO PRIVADA: a experiência internacional e a realidade brasileira, Rio de Janeiro, RJ, 1994.
condições de leilão. Aproximadamente 90 empresas pertenciam a este mercado para transacionar energia elétrica no curtíssimo prazo de 24 horas. O preço base (“spot”) era
estabelecido para todos os participantes do “pool” e flutuava ao sabor dos períodos de carga
anteriormente citados. Cada concessionária era informada deste preço base do dia seguinte, de modo a organizar o seu despacho de energia elétrica. As empresas que quisessem comprar energia abaixo do preço de liquidação (“clearing price”) teriam de abater tal valor de sai
potência instalada (o contrário ocorreria com aquelas que quisessem vender). E, desta forma, o “pool” desempenhava sua função de mercado (equilíbrio entre oferta e demanda de energia
elétrica), incluindo as exportações e importações das linhas de transmissão de maior porte (“grids”), além de servir como importante sinalizador de preços para os contratos de longo
prazo.
Já o “mercado semanal” é aquele mercado de entrega futura de energia elétrica (6 meses), e para contratos de prazo mais dilatado (168 horas semanais e 75 horas de dias úteis e de maior pico, ou seja, das 7 às 22h. do dia). A característica básica deste mercado é a busca pela proteção das incertezas do futuro, especialmente em relação às flutuações de preços. A comercialização de energia elétrica nesta modalidade no ano de 1995, de acordo com Wangesteen era de “15% do total de energia comercializada”77. Finalmente, o “mercado de regulação” era um mercado de preço base (“spot”), para fins de garantia de equilíbrio do sistema, a partir da equalização das demandas e ofertas instantâneas (aquelas verificadas a cada quarto de hora). A Statnett é responsável por tal equalização e monitoramento de preços, e que são usados por ela para se checar e quantificar as discrepâncias entre os valores contratados e os efetivamente praticados no mercado. A regulação, pela natureza de mercado de desvios, responde por somente “3% do total da produção de energia”78.
Os chamados “contratos bilaterais”, além das três modalidades de comercialização descritas acima, também continuaram a ser permitidos pelo governo norueguês, e poderiam ser renegociados a qualquer momento. Tal modalidade continuou a ser predominante no mercado doméstico, respondendo por cerca de “77% do mercado”79. Já no “mercado varejista” norueguês, cuja estrutura regulatória é mínima, o objetivo precípuo da introdução da concorrência em tal mercado foi a concorrência já na geração, ou seja, o de proporcionar aos cidadãos e usuários finais a livre opção de fornecedores, preços, termos contratuais, etc.,
77 WANGESTEEN, I. Unbundling of Services, Tariffs and Costs. The Norwegian Model. IEEE International
Forum on Deregulation and Restructuring in the Electrical Power Sector. Belo Horizonte, 1995.
78 ROSA, L. P. (org), TOLMASQUIM, M., PIRES, J. C. L. A Reforma do Setor Elétrico no Brasil e no Mundo: A Reforma Norueguesa, p. 71, Ed. Relume Dumará, R. de Janeiro, 1998.
79 HOFFMANN, C. O Acesso à Rede e as Mudanças Institucionais no Setor Elétrico Brasileiro. 1996. Tese
com a Agência Reguladora Norueguesa (NVE) controlando os preços do monopólio natural (transmissão).
A reforma norueguesa proporcionou o livre acesso a todas as redes, fossem as locais ou as regionais, fazendo com que as empresas distribuidoras perdessem o direito exclusivo de fornecimento em suas respectivas áreas de concessão, fato este semelhante ao ocorrido no Brasil à mesma época (meados dos anos 1990). Assim, instalava-se a competição entre outros distribuidores e, mesmo, outros comercializadores de energia elétrica. A participação estatal da Statnett permanecia na administração do conjunto das linhas de alta tensão (“grid”), ou
seja, o Estado continuava responsável por operar a malha principal de transmissão e as respectivas conexões com países estrangeiros, transportar a energia na malha principal (até para fins de garantia de uma tarifa uniforme), coordenar a geração (de modo a se garantir níveis de confiabilidade na mesma, assim como também coordenar as exportações e importações de outros países escandinavos) e planejar a expansão e a manutenção do sistema de transmissão, em estreita colaboração com os demais usuários das linhas de alta tensão. Importante também salientar que tal acesso às redes de transporte de energia elétrica ocorreu com a manutenção da verticalização das empresas envolvidas, ao contrário do que ocorreu no Reino Unido.
A Agência Regulatória Norueguesa (NVE) ficou com a responsabilidade de supervisionar e regular as partes monopolizadas e aquelas sujeitas à concorrência. Juntamente com o “Price Directorate”, uma espécie de Conselho Administrativo de Defesa Econômica
(CADE) do Brasil, a NVE dividia esta responsabilidade com o “Price Directorate” no que
tange à promoção da eficiência econômica em todos os setores da indústria. Porém, segundo MIDTTUN, o papel efetivo da NVE nesta nova estrutura ficou comprometido “pelo fato do órgão não ter sido equipado com o staff necessário para permiti-lo controlar comportamentos não competitivos, tais como práticas de subsídios cruzados adotadas pelas empresas integradas em nível regional e local”80.
A NVE adota como procedimento a estruturação das tarifas de energia elétrica em 3 parcelas: energia, conexão e capacidade. A parcela de energia é calculada com base no princípio do Custo Marginal de Longo Prazo (CMCP), que é o aumento no custo total da energia provocado pelos congestionamentos, redução da segurança pelo aumento do uso do sistema elétrico e por eventuais restrições de transmissão. De acordo com determinação da
80 MIDTTUN, A. The Norwegian, Swedish and Finnish Reforms: Competitive Public Capitalism and the
Emergence of the Nordic Internal Market. In: MIDTTUN, A. (orgs). European Electricity Systems in
NVE, as tarifas devem ser previamente calculadas e publicamente divulgadas para sinalizar as transações dos agentes. Tais tarifas desempenham papel fundamental para o processo de tomada de decisão (“decision-taking”) dos agentes econômicos noruegueses, visto que as
outras duas parcelas da tarifa de transmissão, ou seja, conexão e capacidade, estão mais realizadas ao quesito confiabilidade de rede, sendo consideradas “residuais” na estruturação das tarifas de energia elétrica.
Os primeiros frutos obtidos pela introdução da concorrência no mercado norueguês de energia foram mensurados no biênio 1992/ 1993, através de dois estudos coordenados pela NVE. Tais estudos, em especial o de 1993 (que foi conduzido de uma forma mais