MESTRADO EM ENGENHARIA DE PRODUÇÃO
MARCOS FABIANO DE SOUSA ABREU
ESTIMATIVA DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA POR CLASSES CONSUMIDORAS
NITERÓI 2009
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ESTIMATIVA DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA POR CLASSES CONSUMIDORAS
Dissertação apresentada ao Curso de Mestrado em Engenharia de Produção da Universidade Federal Fluminense como requisito parcial para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia de Produção. Área de Concentração: Estratégia, Gestão e Finanças Empresariais.
Orientador: Prof. Dr. ANNIBAL PARRACHO SANT’ANNA
Niterói 2009
ESTIMATIVA DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA POR CLASSES CONSUMIDORAS
Dissertação apresentada ao Curso de Mestrado em Engenharia de Produção da Universidade Federal Fluminense como requisito parcial para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia de Produção. Área de Concentração: Estratégia, Gestão e Finanças Empresariais.
Aprovada em 31 de julho de 2009
BANCA EXAMINADORA
Prof. Dr. Annibal Parracho Sant’Anna – Orientador Universidade Federal Fluminense
Prof. Dr. Ruben Huamanchumo Gutierrez Universidade Federal Fluminense
Prof. Dr. Luiz Biondi Neto
Universidade do Estado do Rio de Janeiro
Niterói 2009
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus, pela sua presença em nossas vidas;
Aos meus queridos pais, Mário e Fátima, pelo amor e caráter, que me guiaram pelos caminhos corretos da vida;
À minha irmã, Kilza, pelo seu amor e carinho durante toda a vida;
À minha noiva, Samanta, pelo amor, companheirismo e incentivo em todos os momentos;
Ao professor Annibal, pela orientação deste trabalho, perseverança e paciência durante todo o mestrado;
À minha turma de mestrado, especialmente Fernanda Azevedo, Lívia Oliveira, Carlos Pilz, Douglas Moreira, Daniel Cardoso, Ricardo Alves e Vitor Martini;
Ao meu amigo, Diego Cobe, pela amizade de muitos anos e hospitalidade durante a minha chegada a Niterói;
Aos amigos da república Green House;
À CAPES, pela bolsa de estudos;
RESUMO
O objetivo deste trabalho é estudar a evolução recente do setor elétrico brasileiro. Serão desenvolvidos modelos para analisar o mercado consumidor de energia elétrica, a partir de uma divisão em classes de consumidores. A metodologia utilizada será a aplicação de modelo econométrico, para estimar as funções de demanda e avaliar o mercado consumidor, na busca de identificar a relação do consumo de energia elétrica com parâmetros determinantes para cada segmento do mercado. Em particular, serão ajustados modelos para as classes de consumo residencial, comercial e industrial. Essa análise é precedida de um estudo da evolução histórica do setor elétrico no país e da atual organização das distribuidoras de energia elétrica, a partir de informações da ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Será também examinada a evolução recente dos indicadores de qualidade na prestação de serviços das concessionárias (DEC e FEC); e o consumo de eletricidade, entre 2003 e 2008.
Palavras-chave: Classes de consumidores. Energia elétrica. Mercado consumidor. Modelo econométrico.
ABSTRACT
The objective of this work is to study recent developments in the Brazilian electricity sector. Models will be developed to analyze the consumer market for electric energy, from a division into classes of consumers. The methodology used is the application of econometric models to fit demand functions and evaluate the consumer market, to identify decisive parameters for each market segment. In particular, models are adjusted for the classes of residential, commercial and industrial consumption of electricity between 2003 and 2008. This analysis is preceded by a study of the historical evolution of the electricity sector in the country and of the present organization of the electricity distributors, according to data from ANEEL - National Agency of Electric Energy. The recent evolution of the indicators of quality in delivery of utilities service (DEC and FEC) is also analyzed.
Figura 1 – Relação entre agentes e consumidores, p. 39
Figura 2 – Área de atuação das concessionárias de distribuição de energia elétrica, p. 40 Gráfico 1 – Indicadores de qualidade – Médias anuais para o Brasil, p. 46
Gráfico 2 – Consumo de energia elétrica mensal para cada classe consumidora em MWh, p. 69
Gráfico 3 – Consumo de energia elétrica anual para cada classe consumidora em GWh, p. 70 Gráfico 4 – Evolução mensal do consumo de energia elétrica da classe residencial em MWh,
p. 71
Gráfico 5 – Evolução mensal do consumo de energia elétrica da classe comercial em MWh, p. 76
Gráfico 6 – Evolução mensal do consumo de energia elétrica da classe industrial em MWh, p. 82
Tabela 1 – Valores e variação dos indicadores de qualidade das concessionárias entre 2006 e 2007, p. 44
Tabela 2 – Diferença entre os valores dos indicadores de qualidade das concessionárias e a média anual Brasil, para 2006 e 2007, p. 47
Tabela 3 – Dados considerados para o consumo residencial, p. 64 Tabela 4 – Dados considerados para o consumo comercial, p. 65 Tabela 5 – Dados considerados para o consumo industrial, p. 66
Tabela 6 – Função do consumo de energia elétrica da classe residencial estimada para o Brasil, entre 2003 e 2008, p. 72
Tabela 7 – Função do consumo de energia elétrica da classe residencial estimada para o Brasil, entre 2003 e 2008, com o termo AR(1), p. 74
Tabela 8 – Função do consumo de energia elétrica da classe comercial estimada para o Brasil, entre 2003 e 2008, p. 77
Tabela 9 – Função de consumo de energia elétrica da classe comercial estimada para o Brasil, entre 2003 e 2008, com o termo AR(1), p. 79
Tabela 10 – Função do consumo de energia elétrica da classe industrial estimada para o Brasil, entre 2003 e 2008, p. 82
Tabela 11 – Função do consumo de energia elétrica da classe industrial estimada para o Brasil, entre 2003 e 2008, com o termo AR(1), p. 84
ACL Ambiente de Contratação Livre ACR Ambiente de Contratação Regulada AMFORP American Share Foreign Power Company ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social CAEEB Companhia Auxiliar de Empresas Elétricas Brasileiras
CAPES Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior CASHEE Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CEMIG Companhia Energética de Minas Gerais CESP Companhia Energética de São Paulo
CHESF Companhia Hidro Elétrica do São Francisco CMSE Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico CNAEE Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica COPEL Companhia Paranaense de Energia
CNI Confederação Nacional da Indústria
DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora DIC Duração de Interrupção por Unidade Consumidora
DW Durbin-Watson
EC Empréstimo Compulsório
ELETROBRÁS Centrais Elétricas Brasileiras
ESCELSA Espírito Santo Centrais Elétricas S/A
FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora FGV Fundação Getúlio Vargas
GCOI Grupo Coordenador para Operação Interligada IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
IPA-EP Índice de Preços por Atacado - Estágios de Processamento IPA-OG Índice de Preços por Atacado - Oferta Global
IPEA Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada IUEE Imposto Único de Energia Elétrica
MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica MME Ministério de Minas e Energia
MQO Mínimos Quadrados Ordinários OIS Operador Independente do Sistema ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico PETROBRAS Petróleo Brasileiro S.A.
PMC Pesquisa Mensal de Comércio PME Pesquisa Mensal de Emprego
PPT Programa Prioritário de Termelétricas SAD Sistema de Apoio à Decisão
SCIELO Scientific Electronic Library Online SIN Sistema Interligado Nacional
USIMINAS Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais VAR/VEC Modelos Vetoriais Autorregressivos
1 INTRODUÇÃO, p. 13 1.1 OBJETIVOS, p. 14
1.2 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO, p. 15
2 A EVOLUÇÃO HISTÓRICA DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO, p. 16 2.1 O SETOR ELÉTRICO NO PERÍODO PRÉ-REFORMA, p. 16
2.1.1 Período de 1880 a 1930, p. 16 2.1.2 Período de 1930 a 1945, p. 20 2.1.3 Período de 1945 a 1989, p. 22
2.2 O SETOR ELÉTRICO NO PERÍODO PÓS-REFORMA, p. 26 2.3 O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO, p. 30
3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA, p. 34 3.1 RESUMOS DOS TRABALHOS, p. 34
4 DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA, p. 39 4.1 ORGANIZAÇÃO DAS CONCESSIONÁRIAS, p. 39 4.2 QUALIDADE NA PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS, p. 42
5 METODOLOGIA DE ANÁLISE, p. 49 5.1 INTRODUÇÃO À ECONOMETRIA, p. 49 5.2 MÉTODO ANALÍTICO, p. 50
5.2.1 Determinação do Modelo de Regressão Múltipla, p. 52 5.2.2 Coeficiente de Determinação, p. 55
6.1 MODELAGEM DA DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA, p. 59
6.2 EVOLUÇÃO DA DEMANDA POR ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL, p. 60 6.3 MÉTODO POR CLASSES CONSUMIDORAS, p. 63
6.4 MÉTODO PARA O CONSUMO RESIDENCIAL, p. 63 6.5 MÉTODO PARA O CONSUMO COMERCIAL, p. 65 6.6 MÉTODO PARA O CONSUMO INDUSTRIAL, p. 66
7 RESULTADOS E DISCUSSÃO, p. 68
7.1 CONSUMO DAS CLASSES EM GERAL, p. 68 7.2 CONSUMO RESIDENCIAL, p. 71
7.3 CONSUMO COMERCIAL, p. 75 7.4 CONSUMO INDUSTRIAL, p. 80
8 CONCLUSÕES, p.86
1 INTRODUÇÃO
O Brasil, no fim do século XIX, viveu um período de grandes mudanças políticas, sociais e econômicas. Naquele momento, o desenvolvimento industrial promoveu a aceleração do processo de urbanização e a intensificação do consumo de energia, principalmente para a iluminação pública. Além disso, o processo de modernização do país impulsionou o crescimento das cidades, a expansão da indústria, e com isto a necessidade de incremento de infraestrutura urbana entre elas a energia elétrica (GOMES et al., 2002).
A energia elétrica é hoje considerada um dos insumos básicos para o desempenho das atividades humanas. O seu consumo per capita tem sido utilizado como fator de influência do grau de desenvolvimento dos países.
Segundo o Conselho Mundial de Energia, a participação de hidrelétricas na produção de energia elétrica mundial corresponde a aproximadamente 17%, enquanto que na produção brasileira de energia elétrica, a energia elétrica corresponde a aproximadamente 89%. Isto reflete uma matriz energética muito menos impactante ambientalmente, por poupar combustíveis fósseis e ser competitiva economicamente, por apresentar menor custo de produção. Além disso, é importante considerar que está ocorrendo o crescimento do uso da biomassa, notadamente o biodiesel.
Outro resultado também expressivo da política de diversificação da matriz energética ocorreu no segmento de gás natural, cujas reservas registraram aumento ininterrupto, pois cresceram mais de 700%, no período 1975-2000. Reconhecido como energético nobre (dado seu amplo espectro de aplicações, sua eficiência térmica e seu reduzido efeito poluidor), o gás natural deverá ter cada vez mais peso na matriz energética nacional. Sua participação na oferta interna de energia evoluiu de 2,2% em 1985 para 6,6% em 2001. Em 1999, o início da operação do gasoduto Bolívia-Brasil ampliou significativamente a disponibilidade do produto
no Brasil. Além disso, as possibilidades de integração com países vizinhos detentores de significativas reservas (Argentina, Bolívia, Peru e Venezuela) apontavam um cenário crescente (ANEEL, 2008).
Nos próximos anos, em um cenário de forte integração dos mercados, o grande desafio para o país será voltar a crescer a taxas que permitam a inclusão social e a modernização da estrutura produtiva, com sustentabilidade energética e responsabilidade ambiental.
O setor elétrico, por constituir importante vetor de crescimento econômico, desempenha papel fundamental. É indiscutível que uma oferta de energia elétrica em quantidade e qualidade adequadas constitui pré-requisito para todo projeto de desenvolvimento econômico. Nesse aspecto, a matriz energética brasileira atual e suas potencialidades conferem posição privilegiada ao país quando se trata do desenvolvimento sustentável. Além do potencial hidrelétrico, outras abundantes fontes de energia renovável merecem destaque, como, por exemplo, a biomassa, a energia eólica e a energia solar. A utilização racional e o aproveitamento eficiente de todas essas fontes de energia exigem um planejamento setorial articulado com outras políticas (industrial, agrícola, habitacional, urbana, tecnológica, ambiental, etc.).
1.1 OBJETIVOS
Este trabalho possui como objetivo principal a análise do mercado consumidor de energia elétrica, para decompor a evolução da demanda de eletricidade do país de acordo com as classes consumidoras (residencial, comercial e industrial). Além disso, busca-se mostrar a configuração da distribuição das atuais concessionárias de energia elétrica, assim como o comportamento mais recente dos seus índices de continuidade de fornecimento de energia elétrica.
Neste estudo será aplicada, como instrumento analítico, a modelagem econométrica. O modelo empregado relacionará o consumo de diferentes tipos de consumidores com fatores determinantes da demanda em equações de regressão múltipla. A estimação dos parâmetros empregará o método dos Mínimos Quadrados Ordinários (MQO).
1.2 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO
O trabalho está dividido em oito capítulos. O presente capítulo é constituído por esta introdução.
O capítulo 2 expõe a evolução histórica do setor elétrico brasileiro.
O capítulo 3 faz uma revisão bibliográfica sobre as metodologias utilizadas na análise do mercado consumidor de energia elétrica.
O capítulo 4 apresenta a organização e localização das distribuidoras de energia elétrica no país e seus índices de continuidade de fornecimento (DEC e FEC).
O capítulo 5 descreve a metodologia do modelo econométrico, que será o método de estimação dos Mínimos Quadrados Ordinários (MQO).
O capítulo 6 mostra a modelagem da demanda de energia elétrica, com a evolução recente do consumo no Brasil, e as variáveis e equações consideradas para a realização da aplicação.
O capítulo 7 apresenta os resultados da aplicação da modelagem e as análises dos resultados obtidos, de acordo com as classes consumidoras.
2 A EVOLUÇÃO HISTÓRICA DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
A evolução histórica do setor elétrico brasileiro será dividida em três fases:
• O setor elétrico no período pré-reforma;
• O setor elétrico no período pós-reforma;
• O novo modelo do setor elétrico.
Nas duas primeiras fases do conjunto deste capítulo, a evolução histórica do setor elétrico brasileiro, bem como a periodização que se segue, tem principalmente como base as informações do livro Panorama do Setor de Energia Elétrica no Brasil (2006), além de outras bibliografias citadas no texto.
2.1 O SETOR ELÉTRICO NO PERÍODO PRÉ-REFORMA
2.1.1 Período de 1880 a 1930
A partir de meados do século XIX, a cultura do café, voltada para a exportação, tornou-se o centro dinâmico da geração de renda no país. Nesse movimento se inserem as primeiras iniciativas de uso da energia elétrica no país, praticamente, à mesma época em que essa inovação tecnológica era introduzida na Europa e nos Estados Unidos.
As experiências pioneiras no Brasil voltaram-se para a iluminação e o transporte público. O marco inicial foi 1879, quando foi inaugurado, no Rio de Janeiro, o serviço permanente de iluminação elétrica interna na estação central da ferrovia Dom Pedro II (Central do Brasil); a fonte de energia era um dínamo.
As primeiras usinas de energia elétrica no Brasil surgiram a partir do século XIX. Nessa fase inicial, entre 1880 e 1900, os investimentos em geração caracterizaram-se pela construção de pequenas usinas geradoras, a fim de atender o fornecimento de energia para serviços públicos de iluminação e atividades econômicas como mineração, beneficiamento de produtos agrícolas, fábricas de tecidos e serrarias. Segue abaixo, alguns investimentos realizados em caráter experimental ou de curta duração dessa época:
• 1883: instalação da primeira usina hidrelétrica no Brasil, em Diamantina, Minas Gerais, com a finalidade de gerar energia elétrica para atender a atividade de mineração de diamantes;
• 1887: início de operação de outra usina hidrelétrica, no rio Ribeirão dos Macacos, Minas Gerais, para atender as atividades de mineração e as casas dos funcionários da empresa;
• 1887: criação da Companhia de Força e Luz do Rio de Janeiro, que passou a gerar energia por meio de uma pequena central termoelétrica, para iluminar alguns pontos da capital do Império. Entretanto, em função de sérios problemas financeiros, a empresa foi dissolvida em 1888.
Além dessas usinas, que funcionaram em caráter experimental e por um período limitado, existiram outras de caráter permanente. A seguir, relacionaremos alguns investimentos dessa época que tiveram continuidade:
• 1883: instalação de térmica a vapor, que atendia ao serviço de iluminação pública municipal em Campos, no Rio de Janeiro;
• 1885: instalação de térmica a vapor em Rio Claro, São Paulo, também para atender ao serviço de iluminação pública;
• 1887: instalação de usina térmica em Porto Alegre, da Fiat Lux, para o fornecimento de iluminação elétrica a casas comerciais e residências no Centro da cidade;
• 1889: instalação de uma usina hidrelétrica de maior porte chamada Marmelos, em Juiz de Fora, Minas Gerais. Essa usina foi construída para fornecer energia a uma fábrica de tecidos do industrial mineiro Bernardo Mascarenhas, substituindo assim o caro carvão importado, e energia elétrica para iluminação pública, particular e para outras fábricas da região.
No período de 1880 a 1900, a maioria das usinas era de pequena potência, com um total, em 1900, de uma capacidade instalada de apenas 12.085 KW em 10 usinas geradoras. Até o início do século XX predominou a energia de origem térmica, no entanto, com a entrada em operação da primeira usina da Light and Power (LIGHT), a tendência passou a ser em favor da hidroeletricidade.
Na passagem do século XIX para o XX, o processo de expansão urbana do Rio de Janeiro e de São Paulo atraiu o capital estrangeiro para instalar companhias de serviços públicos. No início do século XX, com a chegada das primeiras concessionárias estrangeiras, a produção de energia elétrica começou a aumentar, possibilitando o consumo urbano e industrial em áreas próximas às fontes produtoras (LORENZO, 2002).
As concessionárias estrangeiras marcaram o desenvolvimento inicial da indústria elétrica. Os principais grupos foram: a holding Brazilian Traction, Light and Power (LIGHT), que controlava a produção e distribuição nas cidades do Rio de Janeiro e São Paulo e diversas pequenas localidades vizinhas; a American Share Foreign Power Company (AMFORP), filial da americana Eletric Bond and Share, que controlava a geração e a distribuição de energia elétrica no interior do Estado de São Paulo, em Porto Alegre, Pelotas, Salvador, Recife, Natal, Vitória e interior do Estado do Rio de Janeiro (LORENZO, 2002).
A LIGHT surgiu nos últimos anos do século XIX e realizou investimentos importantes no setor na primeira metade do século XX. Para a realização desses investimentos, a empresa canadense obteve a concessão do serviço de transporte urbano de passageiros e cargas em bondes elétricos de São Paulo, por um período de 40 anos, além da concessão para atuar no campo da geração e da distribuição de energia elétrica.
Ainda sobre a LIGHT destacamos a obtenção da concessão do serviço de transporte urbano de passageiros e cargas em bondes elétricos de São Paulo, motivado pelo acelerado crescimento urbano dessa cidade, concessão também para atuar no campo da geração e da distribuição da energia elétrica. No Rio de Janeiro, em pouco tempo a LIGHT monopolizou os serviços de iluminação elétrica e fornecimento de gás, de bondes e de telefonia.
Ao mesmo tempo em que houve um processo de concentração empresarial em torno das concessionárias estrangeiras, que adquiriram grande parte das empresas privadas nacionais e municipais existentes, houve ao mesmo tempo um avanço técnico considerável na produção de eletricidade. A instalação das primeiras centrais elétricas construídas com técnicas mais avançadas para a construção de barragens, como por exemplo, a Usina de Cubatão, em 1921, da The São Paulo Light and Power, permitiram que se ampliasse a oferta de energia elétrica, liberando o consumo da proximidade das fontes, fato que significou grande avanço no desenvolvimento e desenho urbano e industrial que se formava (LORENZO, 2002).
O ritmo de instalação de pequenas centrais elétricas foi bastante intenso. Iniciada no final do século XIX, a construção de usinas experimentou expressivo incremento nas duas primeiras décadas do século XX. Entre os anos de 1901 e 1910, 77 unidades geradoras entraram em operação, na década seguinte foram mais 164. Em 1920, 343 usinas estavam em operação no país e a potência instalada era da ordem de 350.000 KW.
Durante a década de 1920, todo o sistema de iluminação pública da cidade do Rio de Janeiro passou a ser feito com base na eletricidade, sendo desativados os postes que utilizavam iluminação a gás. Os bondes de tração animal deixaram definitivamente de circular nas ruas do Rio, no final da década. Durante esse período a LIGHT construiu a usina hidrelétrica dos Pombos, no rio Paraíba do Sul, como principal medida para aumentar a capacidade instalada do seu sistema gerador.
No ano de 1930, a LIGHT e a AMFORP já possuíam o monopólio praticamente de todas as áreas desenvolvidas do país, devido ao forte movimento de concentração e expansão adotado. Os estados das regiões Norte e Nordeste não despertaram o interesse da LIGHT e da AMFORP, pois eram os mais pobres do país e não ofereciam atratividade a novos investimentos. O consumo de energia nessas regiões era relativamente baixo, sendo atendido por várias empresas de pequeno porte, que utilizavam pequenas unidades termelétricas, mantidas, em grande parte, pelas prefeituras.
Esse período ficou marcado pela consolidação da participação do capital estrangeiro no setor, permanecendo, assim, durante as duas décadas seguintes. Portanto, o período de 1889 a 1930 é caracterizado pela postura relativamente não intervencionista do Estado no setor elétrico e na economia. O Estado não interferia na produção e na venda de energia, apenas conferia a autorização para funcionamento das empresas.
2.1.2 Período de 1930 a 1945
Durante o longo período em que Vargas esteve à frente do poder, o Brasil sofreu rápidas e profundas mudanças políticas, econômicas e sociais. O novo governo pôs fim à estrutura descentralizada da República Velha, transformando as relações entre o poder federal e os poderes estaduais. O regime que se instalou empreendeu extensa reforma institucional visando à centralização político-administrativa do país e o fortalecimento do poder de intervenção do Estado em diferentes planos da vida social, inclusive no econômico.
A depressão dos anos 30 fez entrar em colapso o modelo baseado na economia agro-exportadora, obrigando a economia brasileira a voltar-se sobre si mesma. Tal situação justificou e estimulou o desenvolvimento de um novo modelo de desenvolvimento econômico cuja base era a industrialização para substituição de importações.
As mudanças por que passou o país também foram sentidas na indústria de energia elétrica. A preocupação do poder público em regular as atividades fez com que o setor passasse por transformações institucionais. Paralelo a isso, o contexto era de aceleração do crescimento industrial e da urbanização, o que fazia com que a demanda por energia elétrica aumentasse a taxas superiores às da capacidade de geração do setor.
A defesa da intervenção do governo no setor elétrico começa a surgir no final da década de 1930. Sem participar da produção e venda de energia, a intervenção estatal limitava-se à regulamentação do funcionamento das empresas. As tarifas eram, por lei, revisadas periodicamente de cinco em cinco anos. A cláusula ouro dava o direito à concessionária de reajustar as tarifas de energia elétrica de forma a receberem o equivalente em ouro, nos contratos de concessão, fazendo com que essas tarifas se reajustassem automaticamente em função das desvalorizações cambiais. No entanto, a partir de 1934, com a criação do Código de Águas, a situação do setor elétrico começa a ser alterado.
Dentre as modificações introduzidas com o Código de Águas, as mais importantes foram as seguintes:
• A propriedade dos rios deixava de ser do proprietário da terra e passava, conforme o caso, a ser propriedade do município, do estado ou da União, estabelecendo uma série de regras e restrições ao uso das águas e determinando o uso para abastecimento humano como prioritário.
• A propriedade das quedas d’água e do potencial hidrelétrico deixava de ser do proprietário da terra e passava a ser patrimônio da nação, sob a forma de propriedade da União. A partir de então, o aproveitamento de potencial hidrelétrico passou a depender de autorização ou concessão da União (por prazo máximo de 30 ou 50 anos, conforme o montante dos investimentos), que detinha também o poder de fiscalização, estabelecendo, pelo menos em tese, as condições para controlar as atividades das empresas do setor.
• Com o fim da “cláusula-ouro” e da correção monetária automática conforme a variação cambial, as tarifas de energia elétrica passariam a ser fixadas segundo os custos de operação e o valor histórico dos investimentos.
A primeira crise do setor elétrico ocorreu durante a Segunda Guerra Mundial, devido à falta de investimentos, dificuldade de importação, parque industrial recente, quando foi criado o Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica (CNAEE) encarregado de manter estatísticas, organizar os planos de interligação de usinas e sistemas elétricos, regulamentar o Código de Águas e resolver problemas entre a administração pública e os concessionários. Houve expansão da demanda e racionamento em São Paulo, Rio de Janeiro, Distrito Federal e Rio Grande do Sul, onde quase todo parque gerador era privado (GOMES, 2008).
Nessa época a disponibilidade energética tendia a diminuir com o crescimento econômico do país e o conseqüente aumento do consumo de energia elétrica para as diversas finalidades – industrial, residencial e iluminação pública. Com a crise que se esboçava, através do Decreto-Lei nº 345/39, o governo federal encarregou o CNAEE de administrar o suprimento de energia elétrica em todo o país. A despeito dos esforços de interligação dos sistemas elétricos empreendidos pelo órgão, a crise tornava-se cada vez mais preocupante, o
que acabou por determinar a adoção de medidas de racionamento, em 1942, e a pensar em medidas mais efetivas de planejamento.
Com a intensificação do crescimento da demanda, o Governo se viu na obrigação de viabilizar o crescimento da oferta de energia tendo que investir diretamente no setor através de empresas públicas, estaduais e federais. Assim, o Estado assumiu a responsabilidade pela expansão do setor de geração de energia elétrica, que exigia mais investimentos e no qual estava localizado o epicentro da crise. A distribuição de energia permaneceria concentrada com o setor privado, que exigia menos capital fixo e tinha giro mais rápido, e na geração já existente. Essa divisão não foi estabelecida por vias legais, e, portanto, não era rígida ou inflexível; era somente uma divisão de atuação, na qual o Governo entrava de forma mais expressiva no setor de geração, que era mais carente de investimento, e o setor privado na área de distribuição. O Governo tinha como objetivo fornecer energia barata, evitando um aumento expressivo na tarifa final dos consumidores.
2.1.3 Período de 1945 a 1989
A partir do final de 1945, com a democratização do país e a conseqüente participação do Congresso Nacional e de setores da sociedade civil, as discussões sobre os problemas e as perspectivas do desenvolvimento econômico brasileiro ganharam foros mais amplos. O fim da Segunda Guerra Mundial acrescentou um novo e fundamental elemento ao debate. As restrições econômicas impostas pelo conflito apontavam para uma normalização do funcionamento do mercado mundial e uma retomada do fluxo de investimentos.
Com o término da Segunda Guerra Mundial, existiam duas correntes que propunham alternativas distintas para o setor de energia elétrica no país. A corrente Associativa defendia a maior participação do setor privado, enquanto a Nacionalista defendia a intervenção do Estado, condenando a presença de empresas estrangeiras no setor. Embora os privatistas não formassem um bloco homogêneo, eles tinham, em comum, as críticas ao princípio do custo histórico, contido no Código de Águas, e à rigidez do mecanismo tarifário, que implicavam na estagnação dos investimentos das concessionárias estrangeiras LIGHT e AMFORP.
A fim de viabilizar o crescimento da oferta de energia no nível adequado para o atendimento do crescimento da demanda, o Governo teve que passar a investir diretamente no setor por meio de empresas públicas, estaduais e federais. Dessa forma, a questão da oferta foi equacionada, evitando alterações na questão tarifária e, conseqüentemente no Código de Águas.
O Estado assumiu a responsabilidade pela expansão do setor de geração de energia elétrica, que exigia mais investimentos e no qual estava localizado o epicentro da crise. O setor privado permaneceria concentrado na distribuição, que exigia menos capital fixo e tinha giro mais rápido, e na geração já existente. Essa divisão não foi estabelecida por vias legais, e, portanto, não era rígida ou inflexível; era somente uma divisão de atuação, na qual o Governo entrava de forma mais expressiva no setor de geração, que era mais carente de investimento, e o setor privado na área de distribuição. Apesar dessa divisão, o poder público poderia vir a participar da área de distribuição, caso isso se mostrasse imperativo, ou então a iniciativa privada interviria na geração de eletricidade, sempre que considerasse viável e rentável.
Em 1945 foi criada a CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco, com o objetivo de aproveitar o potencial energético da cachoeira de Paulo Afonso. Podendo-se destacar seu papel na construção de grandes usinas de geração não apenas na Bahia, mas em todo o Nordeste. Os governos Vargas (1951-1954) e Kubitschek (1956-1961) concentraram esforços no setor de infraestrutura, com intervenção do Estado, criando-se as bases do desenvolvimento industrial brasileiro. Acreditava-se, então, que o papel do Estado era fazer grandes obras, prover a chamada indústria de base e assim impulsionar o desenvolvimento (GOMES, 2008).
Na década de 1950 ocorreu um novo racionamento de energia e tomou-se consciência da necessidade de um sistema nacional de desenvolvimento de energia elétrica de longo prazo (10 anos). Foi criada no ano de 1957 a empresa federal da Central Elétrica de Furnas, no Rio Grande, de grande aproveitamento energético, para tentar superar os problemas de abastecimento da região Sudeste. A usina entrou em operação em 1963, no auge da crise de abastecimento, que foi agravada pela ocorrência de um ano de secas (GOMES, 2008).
A Usina de Furnas no ano de 1963 estabeleceu pela primeira vez a interligação elétrica, através de linhas de alta voltagem, entre Minas Gerais, São Paulo e Rio de Janeiro. A interligação dos sistemas elétricos passou a ser a tônica do setor elétrico brasileiro compreendendo um número crescente de concessionárias em regiões cada vez mais amplas. Dessa forma possibilitou-se a redução global dos custos, injetando no país energia elétrica barata, o que propiciaria o crescimento econômico (LORENZO, 2002).
Consequentemente, a participação do setor privado nos serviços públicos de eletricidade diminuiu, limitando-se no início dos anos 60, às duas grandes empresas do grupo LIGHT (Rio de Janeiro e São Paulo), as companhias que integravam a Companhia Auxiliar de Empresas Elétricas Brasileiras - CAEEB (grupo AMFORP) e a um reduzido número de pequenas empresas de capital nacional, concentradas no Sul e no Sudeste do país.
Juscelino Kubitschek, em 1960, cria o Ministério das Minas e Energia (MME), encarregado do estudo e administração de todos os assuntos referentes à produção mineral e à energia. Em 1961, foi criada a ELETROBRÁS - Centrais Elétricas Brasileiras, como a empresa holding das estatais do setor. Nesta organização a Eletrobrás tinha as funções de planejamento, financiamento e coordenação e respondia pelos segmentos de geração e transmissão, através de quatro subsidiárias regionais: Eletronorte, na região Norte, Chesf, no Nordeste, Furnas, Sudeste e Centro-Oeste e Eletrosul, na região Sul (GOMES, 2008).
A participação do Estado continuava aumentando, até que ocorreu a completa nacionalização do setor com a compra das empresas da AMFORP, em 1964, e do grupo LIGHT, em 1979. O capital privado ficou limitado a pequenas empresas nacionais, que tinham um parque gerador insignificante e, em geral, não dispunham de recursos para fazer os investimentos necessários à modernização das atividades de geração, transmissão e distribuição. Deste modo, apesar de não haver nenhuma restrição à participação do capital privado nos serviços de eletricidade, a política nacionalista praticada pelo poder público conduziu à estatização quase total do setor.
No início da década de setenta a expansão do setor elétrico brasileiro prosseguiu, sustentada pelo clima de otimismo econômico que predominava no país e nas concepções estratégicas do II Plano Nacional de Desenvolvimento. Este tinha por objetivo possibilitar a produção dos principais insumos básicos como petróleo, aço e energia elétrica. Pretendia-se também gerar encomendas de máquinas e equipamentos às indústrias locais de bens de capital. Assim foram concebidos os grandes projetos de Itaipu, Tucuruí, o Programa Nuclear e a Ferrovia do Aço.
O grande crescimento econômico que ocorreu no Brasil desde o ano de 1967 começa a diminuir devido às rápidas mudanças ocorridas no cenário mundial na década de 70, como o primeiro e segundo choques do petróleo em 1973 e 1979, respectivamente, e a posterior elevação das taxas de juros no mercado externo no início de 1980. Com a declaração de moratória da dívida externa mexicana, a captação para investimentos ficou bem mais difícil, pois gerou-se uma aversão aos investimentos e empréstimos em países não desenvolvidos.
Com isso, o Brasil entrou em uma recessão que gerou uma rápida ampliação da dívida interna (LORENZO, 2002).
Com o aumento da crise financeira surgiram questionamentos por parte das principais concessionárias estaduais (CESP, CEMIG, COPEL) a respeito das prioridades dadas pelo governo aos programas de expansão da Eletrobrás. Assim a inadimplência se generalizou entre as empresas elétricas estaduais. Muitas concessionárias foram deixando de pagar a própria energia comprada, em alguns casos, não recolhendo os tributos arrecadados dos consumidores, numa nítida perda de eficiência que se refletiu no setor como um todo. Após 80 anos sob controle estrangeiro, a LIGHT foi adquirida pela ELETROBRÁS em janeiro de 1979 (LORENZO, 2002).
O Setor Elétrico brasileiro apresentou um extenso período de crescimento no pós-guerra, em especial no final dos anos de 1960 e ao longo dos 1970, que permitiu a constituição de um setor sofisticado, centralizado no que concerne ao planejamento da operação e do aporte de recursos para investimentos, eficiente, segundo a política vigente, e de dimensões continentais. Alguns fatores contribuíram para um contexto favorável, dentre os quais podem ser citados: i) disponibilidade de crédito internacional a juros relativamente baixos; ii) instrumentos tributários de financiamento setorial, como o Imposto Único de Energia Elétrica (IUEE) e o Empréstimo Compulsório (EC); iii) política tarifária favorável às empresas concessionárias; iv) crescente ampliação da demanda, resultado do crescimento industrial e da rápida urbanização; e v) disponibilidade de recursos hidrelétricos de baixo custo e próximos aos centros de carga (ROSA et al., 1998).
No início dos anos 1980, o modelo centralizado começou a dar sinais de fraqueza econômica e financeira. O período de crise que se instalou desestabilizou os fluxos financeiros setoriais e desorganizou sua estrutura institucional. A razão da crise foi o desmonte do padrão de financiamento do setor, que tinha nas fontes setoriais seu principal instrumento de financiamento, tendo os recursos externos papel complementar de garantir o fluxo de moedas fortes para a importação de equipamentos não produzidos no país.
Além de provocar a queda da capacidade de autofinanciamento do Setor, através do controle das tarifas e da queda da remuneração média auferida pelas empresas concessionárias, o governo utilizou a até então privilegiada situação econômico-financeira das empresas para obtenção de divisas no exterior visando o equilíbrio da balança de pagamentos. No final de 1982, outro fator agravou ainda mais a condições das empresas do Setor Elétrico no que concerne aos financiamentos internacionais. A moratória do México fez eclodir a crise de liquidez do mercado financeiro internacional com brutal elevação da taxa de juros internacionais e, no Brasil, provocou
um choque intenso que resultou em severa crise fiscal, estagnação econômica e alta de inflação. Essa crise eliminou as possibilidades de obtenção de novos recursos pelos países devedores, interrompendo o padrão de financiamento adotado pelo Estado brasileiro na década anterior (SAUER, 2002).
A partir dos anos 90, a crise financeira do setor atinge seu ápice. Há, então, uma busca por outro modelo de operação, visto que a ineficiência econômica, a vulnerabilidade a reveses financeiros e o serviço elevado da dívida, além do risco da falta de energia, que desde o início da década passa a ser uma realidade, indicava que era necessária a busca por outra forma de investimento para progredir (LORENZO, 2002).
A liberalização econômica do sistema elétrico brasileiro, conhecida como “reestruturação” desse sistema, inserida no Programa Nacional de Desestatização, foi uma das mais importantes diretrizes da política de reforma institucional e ajuste econômico orientada pelas agências multilaterais e posta em prática pelo Governo Federal na década de 1990.
2.2 O SETOR ELÉTRICO NO PERÍODO PÓS-REFORMA
O setor elétrico brasileiro passou, em meados da década de 90, por importantes alterações de cunho estrutural e institucional, migrando de uma configuração centrada no monopólio estatal como provedor dos serviços e único investidor para um modelo de mercado, com a participação de múltiplos agentes e investimentos partilhados com o capital privado. Esta reestruturação foi estabelecida concomitantemente à reforma do papel do Estado, iniciada durante o governo de Fernando Henrique Cardoso, viabilizada, por sua vez, pela Constituição de 1988. Este arcabouço legal sustentou, também, a execução da privatização de ativos de serviços de energia elétrica sob controle estadual e federal. O programa de reformas incluía além da privatização do setor, a introdução de um modelo de regulação baseado no princípio de que, dado o atual estágio de desenvolvimento tecnológico, as atividades de geração e comercialização de energia são potencialmente competitivas (mercado livre), enquanto as de transmissão e distribuição são monopólios naturais (mercado cativo), porém passados à iniciativa privada (SALGADO e DA MOTTA, 2005).
As primeiras privatizações ocorreram no ano de 1995 com a ESCELSA – Espírito Santo Centrais Elétricas S/A e a LIGHT (hoje Light Serviços de Eletricidade) do Rio de Janeiro em 1996. A iniciativa de começar as privatizações pelo setor de distribuição deve-se a tentativa de equacionar a inadimplência dessas empresas com as geradoras, que era um dos maiores problemas para a entrada de investidores privados nos setores de geração e transmissão. Até 2001, 23 empresas haviam sido privatizadas. Cabia ao BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social atuar como principal agente financeiro do setor, proporcionando financiamentos de longo prazo para construção de novos empreendimentos.
Tomando por justificativa a crise institucional e econômica do Estado – que o impedia de investir, seja na expansão do sistema, para ampliar seu atendimento, seja em seu aperfeiçoamento tecnológico, para melhorar a qualidade dos serviços, ou na redução das tarifas –, idealizou-se uma profunda mudança na estrutura do Setor. Arquitetou-se um modelo baseado na desverticalização do sistema elétrico, distinguindo-se os segmentos monopolistas (transmissão e distribuição) dos não-monopolistas (geração e comercialização), além de uma política de privatização colocada num ambiente de competição entre os agentes, ficando a regulação técnica e econômica das atividades do Setor a cargo de uma agência independente (SAUER, 2003).
A privatização mais importante no setor de geração foi a da GERASUL (hoje Tractbel). Com o Plano Nacional de Privatização, desejava-se privatizar outras empresas federais do segmento de geração como Furnas, Eletronorte e Chesf. Mas foram retiradas do programa não sendo privatizadas. Em 1993 foi dado o primeiro passo para a reforma do setor com a Lei 8.631 que permitiu a recuperação tarifária frente à inflação, promovendo o término da dívida das distribuidoras com as geradoras (GOMES, 2008).
Essa lei também estabelecia a obrigatoriedade de celebração de contratos entre concessionárias supridoras e distribuidoras. O objetivo do novo modelo tarifário era o de manter o reajuste dos preços de energia elétrica atrelado à variação dos custos das concessionárias, de forma a inibir os ganhos não acompanhados de melhoria de produtividade.
Em 1996, a Eletrobrás contrata a consultoria americana Coopers & Lybrand, hoje PricewaterhouseCoopers, para criar um projeto de um novo modelo para o setor elétrico brasileiro. Tal modelo deveria ser descentralizado, funcional e efetivo. O relatório entregue pela Coopers & Lybrand à Eletrobrás recomendava a criação de um Mercado Atacadista de
Energia Elétrica (MAE) e a criação de um Operador Independente do Sistema (OIS) para administrar o sistema interligado (GOMES, 2008).
Segundo o relatório da Coopers & Lybrand, lançado em meados de 1997, a reforma, baseada no modelo inglês, deveria incluir o seguinte (ROSA, 2001):
• Desverticalização das empresas elétricas, separando geração, transmissão, distribuição e comercialização;
• Introdução da competição na geração e na comercialização;
• Criação do produtor independente de energia;
• Livre acesso à rede, permitindo que grandes consumidores comprassem energia fora de sua área de concessão;
• Fim do planejamento normativo, substituído pelo indicativo.
A nova regulamentação previa a criação de:
• Órgão regulador, no caso a ANEEL;
• Agente responsável pela operação do sistema de transmissão, no caso o OIS, em substituição ao GCOI (Grupo Coordenador para Operação Interligada);
• Mercado atacadista de eletricidade, no caso o MAE, para negociar como uma bolsa a energia não contratada pelas distribuidoras, tornando o mercado progressivamente livre.
A mudança de operação no sistema elétrico gerou também uma mudança no ambiente regulatório, sendo assim criada a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) como órgão regulamentador. Em 1998 foi criado o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) com a finalidade de operar e administrar a rede básica de transmissão de energia. No mercado atacadista a energia era contratada de duas formas; a primeira era via contratos bilaterais,
entre geradores e comercializadores, de longo prazo; a segunda era por mercado de spot, de curto prazo (GOMES, 2008).
Os aumentos dos riscos de déficit de energia devido aos investimentos insuficientes em geração e transmissão e do uso excessivo da água armazenada nos grandes reservatórios das usinas das regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste foram o pano de fundo para a reforma do setor de energia elétrica do governo Fernando Henrique. Em março de 1999, uma perturbação de grande porte no sistema interligado deixou quase metade do país às escuras, o que demonstrou a vulnerabilidade do Setor Elétrico, contribuindo também para o seu processo de reestruturação.
Em fevereiro de 2000, o governo criou o Programa Prioritário de Termelétricas (PPT), elaborado como principal alternativa para garantir o equilíbrio entre a oferta e demanda de energia no período de 2001-2003. O programa contava com a adição de 17.000 MW de potência instalada nesse período mediante a construção de 49 termelétricas em 18 estados brasileiros. A instauração do PPT foi prejudicada pelo recuo de diversos investidores e do impasse entre MME, a ANEEL, o Ministério da Fazenda e a PETROBRAS com relação ao repasse aos consumidores da variação cambial do preço do gás no intervalo entre reajustes anuais das tarifas.
Os principais reservatórios do SIN – Sistema Interligado Nacional atingiram no final de 2000 níveis de armazenamento superiores aos registrados no mesmo período em 1999, sinalizando condições mais favoráveis no atendimento ao mercado em 2001. Apesar disso, o comportamento das afluências dos reservatórios das regiões Sudeste-Centro-Oeste e Nordeste indicou no início de 2001 uma mudança drástica de perspectivas.
Em março de 2001, foi recomendada à ANEEL e ao MME a elaboração de um plano de contingenciamento de carga a pedido do ONS, pois as baixas vazões nos rios Grande, Paraíba e São Francisco, onde estão localizados esses reservatórios apresentavam uma situação hidrológica altamente desfavorável. Sem a melhoria significativa das vazões afluentes ao longo dos meses de março e abril, os reservatórios das regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste não atingiram os níveis mínimos de segurança (49% e 50%) para o atendimento dos requisitos de energia em 2001.
Em 1º de junho de 2001, nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste entrou em vigor o racionamento de energia que estabelecia metas de redução de consumo individual de energia para todas as classes de consumidores em virtude da persistência das afluências desfavoráveis. A meta de redução era de 20% para os consumidores residenciais com contas superiores a 100 kWh/mês, de 15% a 25% para empresas atendidas em alta tensão e também
de 20% para consumidores industriais e comerciais atendidos em baixa tensão. Aos consumidores foi estabelecido um regime de sobretarifas para aqueles que ultrapassassem as metas, e de bônus aos que economizassem energia. As empresas que consumiram abaixo da meta estabelecida puderam vender seus direitos de consumir para outras empresas.
O racionamento gerou uma redução das expectativas de crescimento do mercado que existia até 2000, resultando em uma sobrecapacidade que reduziu preços e desestimulou investimentos. Em 2001, o consumo total de eletricidade no país teve um decréscimo de 6,5% em relação a 2000.
2.3 O NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO
Diante do cenário de escassez que se observava, o governo federal decidiu criar, em maio de 2001, a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE. Essa câmara interministerial atuou durante um ano sob a coordenação do ministro-chefe da Casa Civil, que liderou um grupo de mais de cem técnicos de diferentes esferas do governo federal. A GCE criou o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico, com a missão de propor e implementar medidas para solucionar a crise do setor no curto prazo e de criar as condições para o desenvolvimento sustentado do setor elétrico brasileiro no futuro (PIRES et al., 2002).
Através da GCE foi criado outro mecanismo de destaque no governo, a Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica – CASHEE, criada com o objetivo de avaliar a política de produção energética e identificar as causas estruturais e conjunturais do desequilíbrio entra oferta e demanda de energia elétrica. Segundo relatório apresentado pela CASHEE ao presidente Fernando Henrique em julho de 2001, foi apontado que a conjuntura hidrológica adversa, por si só, não teria sido suficiente para causar a crise, destacando-se também que o aumento do consumo de energia nos anos anteriores havia correspondido aos valores previstos, não exercendo qualquer influência agravante.
Em 10 de dezembro de 2003 foram emitidas as Medidas Provisórias 144, que dispõem sobre a comercialização de energia, e 145, que dispõe sobre a criação da Empresa de Pesquisa Energética - EPE. As medidas resultaram nas Leis nº. 10.848 e nº. 10.847, respectivamente, ambas de 15 de março de 2004. A primeira lei criou a EPE, responsável pela realização dos estudos de planejamento integrado de recursos energéticos e planos de expansão do setor de
energia elétrica, assim como o estudo da viabilidade de novas usinas. A segunda introduziu diversas mudanças no marco regulatório incluindo:
• Novas regras de comercialização de energia que demandaram a substituição do MAE pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. Enquanto o MAE amparava apenas a troca de excedentes físicos entre geradoras e distribuidoras, a CCEE passou a administrar todas as transações do mercado, inclusive os leilões;
• Fortalecimento institucional do ONS, conferindo-lhe maior autonomia perante as empresas elétricas, e criando mecanismos para articular suas funções com as da EPE.
• Instauração de dois tipos de leilões, um para contratar a energia produzida pelas usinas existentes, e outro para novos empreendimentos. Estes leilões visam resolver o velho dilema da política tarifária neste setor, que deve, simultaneamente, refletir os baixos custos de produção das usinas já amortizadas, e oferecer remuneração adequada aos novos investimentos.
Segundo a Medida Provisória nº 144, a comercialização de energia elétrica passou a ser realizada mediante o Ambiente de Contratação Regulada – ACR ou o Ambiente de Contratação Livre – ACL, sendo estabelecidas as seguintes atribuições:
• Condições gerais e processos de contratação regulada;
• Condições de contratação livre;
• Definição de preços e condições de contabilização e liquidação das operações realizadas no mercado de curto prazo;
• Regras e procedimentos de comercialização; inclusive no que diz respeito ao intercâmbio internacional de energia elétrica;
• Mecanismo de realocação de energia para mitigação do risco hidrológico;
• Limites de contratação vinculados a instalações de geração ou à importação de energia elétrica, mediante critérios de garantia de suprimento;
• Critérios de garantia de suprimento de energia elétrica que assegurem o equilíbrio entre confiabilidade de fornecimento e modicidade tarifária, a serem propostos pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE;
• Mecanismos de proteção aos consumidores.
Ficou estabelecido que, no regime de contratação regulada, as concessionárias de distribuição de energia elétrica deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, por meio de licitação, que conforme regulamento deverá dispor de mecanismos de incentivo à contratação que favoreça a modicidade tarifária e condições e limites para repasse do custo de aquisição de energia elétrica para os consumidores finais.
A principal característica do novo modelo consiste na comercialização de energia em dois mercados: o ACR e o ACL. O primeiro inclui todas as concessionárias de distribuição de energia elétrica e corresponde a 95% do consumo de energia elétrica em 2004. O segundo inclui os consumidores livres e os comercializadores que podem contratar de forma ativa sua demanda (ROCHA et al., 2007).
No novo modelo houve a criação de novos agentes institucionais e a redefinição do papel de alguns outros. Neste modelo destaca-se o CNPE, responsável pela formulação do critério de garantia estrutural de suprimento de energia elétrica e a licitação individual de projetos no setor, cujas diretrizes são implementadas pelo MME. A regulação do mercado é realizada pela ANEEL, o planejamento pela EPE, a coordenação e controle da operação da geração e transmissão de energia elétrica pelo ONS, as contratações são feitas e liquidadas pela CCEE e o monitoramento de longo prazo para garantir o suprimento é realizado pelo Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico – CMSE.
3 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
A revisão bibliográfica foi feita através de diversos portais de pesquisa e de busca, entre eles os Periódicos da CAPES – Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior, SCIELO – Scientific Electronic Library Online, Scholar Google e Bancos de Teses e Dissertações, com o objetivo de demonstrar resumos dos trabalhos que apresentam estudos sobre o consumo de energia elétrica ou ostentam outras relações com o tema abordado, como ferramentas e métodos utilizados para concluir os resultados da pesquisa.
3.1 RESUMOS DOS TRABALHOS
A seguir, os resumos dos trabalhos são detalhados:
• Figueiredo et al. (2005) apresenta uma caracterização do quadro de consumidores de eletricidade com base no conhecimento em bases de dados do processo, apoiada pela técnica de mineração de dados, aplicada sobre as diferentes fases do processo. O núcleo desse quadro é um modelo de mineração de dados baseados em uma combinação de aprendizado supervisionado e não supervisionado. Dois módulos principais compõem este quadro: os perfis do módulo e classificação módulo. Os perfis do módulo criam um conjunto de classes de consumo utilizando um agrupamento operação e o representante carga perfis para cada classe. A classificação módulo utiliza este conhecimento para construir um modelo capaz de atribuir classificação dos consumidores quanto as diferentes classes existentes. A
qualidade deste quadro é ilustrada com um estudo de caso relativo a um verdadeiro banco de dados de consumidores e empresas portuguesas de distribuição.
• Nogales et al. (2002) expõem que o quadro da competitividade dos mercados de eletricidade, com os produtores de energia e os consumidores, necessitam de preços exatos para servir como instrumentos de previsão. Previsões de preço incorporam informações cruciais aos produtores e consumidores para planejar estratégias de licitação, a fim de maximizar seus benefícios e serviços de utilidade pública, respectivamente. O estudo utiliza duas precisas ferramentas para projeção de preço, baseadas na análise de séries temporais: regressão dinâmica e modelos função de transferência. Estas técnicas são explicadas e verificadas uma contra a outra. Resultados e discussões a partir de estudos de casos do mundo real, com base nos mercados de eletricidade da Espanha continental e da Califórnia.
• Jamasb e Pollitt (2005) discutem o processo de liberalização do mercado da energia na Europa, onde está cada vez mais centrada na integração no mercado de eletricidade e as questões transfronteiriças. Sinaliza que a liberalização dos mercados nacionais da eletricidade está agora mais perto do objetivo de longo prazo de um mercado único europeu de eletricidade. A interface entre os mercados nacionais da eletricidade exige das interconexões físicas e técnicas. No entanto, novos progressos no sentido deste objetivo também levantam questões importantes no que respeita ao quadro em que o mercado integrado é implementado. Em seguida, mostra as questões emergentes de concentração do mercado, investimentos, e à segurança do abastecimento, bem como alguns aspectos de mercado, concepção e regulação, que são cruciais para o desempenho dinâmico de um mercado único.
• Villalva e Ramos (2003) apresenta um modelo de otimização para médio prazo da gestão de um sistema de fornecimento de energia elétrica e térmica para um consumidor industrial em mercados energéticos liberalizados. A eletricidade é distribuída pela rede elétrica ou por motores a gás, enquanto que a energia térmica é fornecida através de uma caldeira ou o mencionado gás motor. O objetivo é minimizar o total anual do fornecimento de energia, a fim de otimizar as decisões.
A programação linear inteira é aplicada para resolver o problema de binário decisão. Um realista caso é apresentado para ilustrar o modelo de capacidades.
• Borenstein et al. (1999) analisam a reestruturação do mercado interno de eletricidade nos Estados Unidos e no mundo, onde mostra a questão horizontal de poder de mercado. Tradicionalmente, a estimativa e previsão de poder de mercado tem se baseado fortemente medidas de concentração. No trabalho, discutem-se os pontos fracos de concentração considerados como uma medida viável de poder de mercado no setor de eletricidade, e propõe um método alternativo, baseado em simulações e o uso da planta nível de dados do mercado. Além disso, discutem o impacto que as alienações no mercado de eletricidade na Califórnia terão sobre estimado poder de mercado e as implicações políticas dos resultados.
• Hansen (2000) busca analisar e estudar o consumo de energia elétrica do setor residencial, onde são analisados os múltiplos aspectos relacionados ao consumo de energia elétrica de dez tipologias de edificação de uso residencial, escolhidas em uma área de 1500 ha, situada na zona sul da cidade de Porto Alegre - RS. Procurou-se estabelecer relações entre as tipologias de edificação escolhidas para análise e os respectivos consumos de energia elétrica. Buscou-se ainda qual é o peso desta relação frente aos demais aspectos relacionados com o consumo de energia elétrica, tais como renda familiar, densidade habitacional, hábitos de uso, entre outros.
• Silk e Joutz (1997) investigaram os efeitos de variáveis econômicas no uso de energia empregando técnicas de cointegração, a qual permite desenvolver uma análise de curto e longo prazo através de Modelos Vetoriais Autorregressivos (VAR/VEC), com dados anuais para a demanda de eletricidade residencial dos EUA. Mais do que isso, os autores construíram um índice para o estoque de equipamentos elétricos e estimaram o modelo para os anos de 1949 a 1993. Os resultados sugeriram uma mudança de regime no consumo durante a década de 1960, e estes autores projetaram, ainda, a demanda para 1994 e 1995.
• Modiano (1984) foi um dos primeiros a mensurar as elasticidades-renda e preço da energia elétrica para as classes residencial, comercial e industrial no período de 1963 a 1981 para o Brasil. Elas foram estimadas pelo método de Mínimos Quadrados Ordinários (MQO) com correção para correlação serial pelo método de Corchranne-Orcutt. Observa-se neste trabalho que somente as elasticidades-renda de longo prazo mostraram-se elásticas em relação à demanda por energia elétrica.
• Andrade e Lobão (1997) analisam a evolução do consumo residencial de energia elétrica no Brasil no período 1963/95, estima as elasticidades-renda e preço desta demanda e usa o modelo econométrico estimado para fazer projeções das quantidades demandadas desta energia no período 1997/2005. Para atualizar as estimativas feitas para estas elasticidades, o modelo utilizado considera a influência sobre a demanda que a queda no preço real dos eletrodomésticos está tendo no aumento da posse destes equipamentos nas residências. O exercício de projeção objetiva não apenas quantificar os volumes demandados de eletricidade no futuro, mas também avaliar o efeito que políticas de recuperação do valor tarifário; seja para aumentar o potencial de rentabilidade das empresas do setor a serem privatizadas, seja para diminuir o crescimento da demanda desta energia; teriam sobre as quantidades demandadas.
• Schmidt e Lima (2004) têm como objetivo estimar a elasticidade-preço e a elasticidade-renda de longo prazo da demanda por energia elétrica no período entre 1969 e 1999 para as três classes de consumo: residencial, comercial e industrial. Além disso, são realizadas previsões para o consumo de energia elétrica para o intervalo entre os anos de 2001 e 2005. Os autores não consideraram em suas estimativas a classes de “Outros” clientes, não sendo possível com isto estimar o total de demanda de energia elétrica. A análise de cointegração é feita usando a metodologia de Johansen, isto para o cálculo das elasticidades e para a elaboração das previsões de consumo de energia elétrica.
• Zachariadis e Pashourtidou (2007) em um estudo empírico para o Chipre, voltado para o consumo de energia elétrica residencial e do setor de serviços, aplicaram testes de raiz unitária com e sem quebra estrutural em nível, teste de cointegração, VAR/VEC, teste de causalidade de Granger e função impulso-resposta. Nesse
estudo, os resultados mostraram que o setor comercial é menos elástico e reverte mais rápido para o equilíbrio do que o setor residencial.
• Filippini e Pachauri (2002) estimaram as elasticidades-preço e renda da demanda por energia elétrica no setor residencial de todas as áreas urbanas da Índia, utilizando dados em nível desagregado para 30 mil casas. Seus resultados mostraram que a demanda por energia elétrica é inelástica a variações na renda e no preço e as variáveis habitacionais, demográficas e geográficas são importantes em determinar a demanda por energia elétrica, algo que não é possível obter usando-se tão-somente modelos macroagregados.
Os resumos dos trabalhos referentes aos estudos relacionados entre o mercado e o consumo de energia elétrica, no Brasil e no Exterior, apresentam uma diversidade de análises, destacando-se como metodologia a utilização de métodos econométricos para estimação de elasticidades quanto à demanda de eletricidade, além da identificação e demonstração da relação de outros aspectos que influenciam no consumo de energia elétrica e as projeções de cenários futuros.
4 DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA
4.1 ORGANIZAÇÃO DAS CONCESSIONÁRIAS
O setor elétrico brasileiro, nos últimos anos, tem passado por alterações de cunho estrutural e institucional, migrando de uma configuração centrada no monopólio estatal como provedor dos serviços e único investidor para um modelo de mercado, com a participação de muitos agentes e investimentos partilhados com o capital privado. A reestruturação foi estabelecida com a influência da reforma do papel do Estado, em meados da década de 90, possibilitada pela disposição constitucional de 1988. Esta possibilidade sustentou também a privatização de ativos de serviços de energia elétrica sob controle estadual e federal, onde se inserem as empresas de distribuição de energia elétrica.
A conexão e atendimento ao consumidor, qualquer que seja o seu porte, são realizados pelas distribuidoras de energia elétrica. Além delas, as cooperativas de eletrificação rural, entidades de pequeno porte, transmitem e distribuem energia elétrica exclusivamente para os associados. Em 2008, a ANEEL relacionou 53 dessas cooperativas que, espalhadas por diversas regiões do país, atendem a pequenas comunidades. Deste total, 25 haviam assinado contratos de permissão com a ANEEL, após a conclusão do processo de enquadramento na condição de permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica para cumprimento da lei nº. 9.074/1995 e da resolução ANEEL nº. 012/2002.
As distribuidoras são empresas de grande porte que funcionam como elo entre o setor de energia elétrica e a sociedade, visto que suas instalações recebem das companhias de transmissão todo o suprimento destinado ao abastecimento no país. Nas redes de transmissão, após deixar a usina, a energia elétrica trafega em tensão que varia de 88 kV (quilovolts) a 750 kV. Ao chegar às subestações das distribuidoras, a tensão é rebaixada e, por meio de um
sistema composto por fios, postes e transformadores, chega à unidade final em 127 volts ou 220 volts. Exceção a essa regra são algumas unidades industriais que operam com tensões mais elevadas (de 2,3 kV a 88 kV) em suas linhas de produção e recebem energia elétrica diretamente da subestação da distribuidora (pela chamada rede de subtransmissão). A relação entre os agentes operadores do setor elétrico e os consumidores pode ser observada na Figura 1.
Figura 1: Relação entre agentes e consumidores.
Fonte: ANEEL (2008).
O mercado de distribuição de energia elétrica é formado por 63 concessionárias, que são responsáveis pelo atendimento de mais de 61 milhões de unidades consumidoras. O controle acionário dessas companhias pode ser estatal ou privado. No primeiro caso, os acionistas majoritários são o governo federal, estaduais e/ou municipais. Nos grupos de controle de várias empresas privadas verifica-se a presença de investidores nacionais, norte-americanos, espanhóis e portugueses.
