Resumo -- No atual modelo do Setor Elétrico Brasileiro, os consumidores livres podem optar por adquirir energia de qual-quer fonte, mas devem pagar o acesso à rede para a distribuidora local. Como o uso do sistema de distribuição é regulado, tanto na modalidade cativa quanto na livre, o preço máximo que consumi-dores livres poderão pagar pela energia dependerá do espaço deixado entre os custos cativos totais e os custos do uso da rede no mercado livre. O objetivo do presente artigo é analisar a dinâmica da evolução de tais custos ao longo do tempo, bem como o impacto de tal evolução sobre a competição pelo mercado livre, ou seja, sobre a viabilidade de migração de um consumidor cativo para a modalidade livre. O cálculo de um preço de equilíbrio para o mercado livre permite algumas conclusões sobre a política tarifá-ria recente.
Índice de Termos – Mercado Livre, Comercialização de Ener-gia, Competição, Consumidor Livre, Produtor Independente de Energia.
I. NOMENCLATURA
Algumas siglas usadas no presente artigo são: • ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica. • ACL: Ambiente de Contratação Livre.
• ACR: Ambiente de Contratação Regulada.
• CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, órgão que sucedeu o MAE.
• DHP: Demanda no Horário de Ponta (kW). • DFHP: Demanda Fora do Horário de Ponta (kW). • FCHP: Fator de Carga no Horário de Ponta (%). • FCFHP: Fator de Carga Fora do Horário de Ponta (%). • IGP-M: Índice Geral de Preços do Mercado, calculado
pela Fundação Getúlio Vargas. • MAE: Mercado Atacadista de Energia. • ONS: Operador Nacional do Sistema. • PE: Preço de Equilíbrio (R$/MWh). • SEB: Setor Elétrico Brasileiro. • SIN: Sistema Interligado Nacional.
• TUSD: Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (R$/MWh).
• TUST: Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (R$/MWh).
Este trabalho foi parcialmente financiado pela Electra Comercializadora de Energia Ltda.
A. A. de Almeida é Diretor Técnico-Financeiro da Electra Comercializa-dora de Energia, Av. Sete de Setembro, 4476, 3°andar, Curitiba, Paraná, Brasil, CEP 80.250-210 (e-mail: alvaro@electraenergy.com.br) .
II. INTRODUÇÃO
atual modelo do Setor Elétrico Brasileiro, SEB, permite que os consumidores livres contratem energia elétrica de qualquer fonte, pagando pelo acesso à rede de distribuição ou de transmissão por meio de uma tarifa de uso. Os consumido-res cativos continuam existindo e são aqueles não qualificados para a migração para o mercado livre, ou então aqueles con-sumidores qualificados, mas que ainda não efetivaram a mi-gração.
A análise da viabilidade da migração para o mercado livre sempre envolve uma confrontação entre os custos totais em cada modalidade de fornecimento (cativa e livre). Na modali-dade cativa, todos os custos são regulados pela ANEEL, por meio das tarifas de fornecimento, enquanto na modalidade livre apenas as tarifas de uso são reguladas. Assim, a viabili-dade de migração dependerá do espaço existente entre as tari-fas de fornecimento e as taritari-fas de uso.
No presente artigo, faz-se inicialmente uma revisão das principais características do livre mercado de energia elétrica, bem como uma revisão histórica da política tarifária vigente após a implantação do Projeto RE-SEB. Tendo-se uma idéia dos principais eventos tarifários desde 1999 até 2005, delimi-ta-se um universo de distribuidoras para análise. A seguir, de-fine-se um consumidor típico de alta tensão, para o qual são calculados os custos totais como consumidor cativo e os custos totais de uso como consumidor livre. Tendo-se obtido os cus-tos cativos e livres, é possível estimar o preço máximo da e-nergia a ser contratada no mercado livre, de modo a se garantir um dado prêmio de economia com a migração. A evolução desse preço de equilíbrio ao longo dos anos, atualizado pelo IGP-M, permite uma série de conclusões a respeito do impacto da política tarifária sobre a competição pelo livre mercado de energia.
III. OLIVRE MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL
A reestruturação do SEB rumo à competição iniciou-se em 1993, com a entrada em vigor da Lei 8631/1993, conhecida como “Lei da Reforma Tarifária”. Pouco depois, a Lei 9074/1995 estabeleceu as normas para outorga e prorrogação das concessões e permissões de serviços públicos. Esta lei também permitiu que os consumidores existentes, cuja deman-da contratademan-da fosse maior ou igual a 10 MW, atendidos em tensões iguais ou superiores a 69 kV, pudessem escolher li-vremente de quem iriam adquirir energia elétrica.
Posterior-Política Tarifária e Comercialização de Energia
Elétrica no Ambiente de Contratação Livre
Alvaro Augusto de Almeida
mente, o limite de demanda foi reduzido para 3MW, mantido o limite de tensão.
Visando estabelecer um ambiente competitivo no SEB, foi criado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasilei-ro, conhecido como Projeto RE-SEB, encerrado em 1998. O consórcio de consultores liderados pela Coopers & Lybrand recomendou a separação entre a commodity (energia elétrica) e o serviço (transmissão e distribuição), a exemplo do que vinha ocorrendo em outros países. Outra recomendação dos consul-tores foi implantar a competição onde possível (geração e co-mercialização) e regulamentar as atividades onde a competição ainda não fosse possível (transmissão e distribuição), modelo vigente até hoje [8]. É dessa época o surgimento de agentes setoriais como a ANEEL – Agência Nacional de Energia Elé-trica, o ONS – Operador Nacional do Sistema, e a ASMAE – Administradora do Mercado Atacadista de Energia, mais tarde transformada no MAE e, mais recentemente, na CCEE – Câ-mara de Comercialização de Energia Elétrica. Os Consumido-res LivConsumido-res e ProdutoConsumido-res Independentes de Energia, figuras pre-vistas desde a outorga da Lei 9.074/1995, tinham agora regras e cenário de atuação bem definidos.
A reforma setorial conduzida a partir de 2004, com a publi-cação das Leis 10.847/2004, 10.848/2004 e do Decreto 5.163/2004, não alterou a política tarifária vigente. Em vez disso, a aludida reforma concentrou-se na comercialização no atacado, criou novos agentes setoriais, como a Empresa de Pesquisa Energética – EPE, instituiu o Ambiente de Contrata-ção Regulada – ACR, no âmbito do qual são realizados leilões e firmados contratos para atendimento de consumidores cati-vos, e redefiniu as atribuições do Mercado Atacadista de E-nergia – MAE, que passou a se denominar Câmara de Comer-cialização de Energia – CCEE. Além de ser responsável pela operacionalização do ACR, a CCEE continua responsável pela contabilização e liquidação das operações de compra e venda de energia no Mercado Livre, agora realizadas no âmbito do chamado Ambiente de Contratação Livre – ACL.
Apesar de algumas opiniões existentes no início do governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva [6], segundo as quais os consumidores livres eram vistos com desconfiança, os pro-dutores independentes como inconstitucionais e as comerciali-zadoras como atravessadores, tais agentes continuam a existir no modelo atual, conferindo liquidez ao mercado e contribuin-do para a redução de preços e aumento da competitividade.
Os critérios atuais para que um consumidor se torne livre são ilustrados na Tabela I. Atualmente, cerca de 25% da ener-gia nacional é negociada no ACL, formado principalmente por empresas industriais de médio e grande porte e alguns consu-midores comerciais. No total, os consuconsu-midores do ACL já to-talizam pouco mais de 500, contra apenas dois deles em 2001. A figura dos consumidores especiais, denominação infor-mal dada aos consumidores atendidos por fontes alternativas, já se encontrava prevista desde a outorga da Lei 9.427/1996, alterada com a sanção das Leis 9.648/1998 e 10.438/2002, e que teve sua redação consolidada pela Lei 10.762/2003 e pelo Decreto 5.163/2004. Estes documentos legais estabeleceram que os aproveitamentos a partir de fontes de energia
alternati-va (eólica, biomassa , solar e PCHs) passaalternati-vam a poder atender consumidores com carga maior ou igual a 500 kW, em qual-quer tensão. Contudo, os primeiros contratos de consumidores especiais somente foram firmados no início de 2003 [1].
TABELAI
CRITÉRIOS PARA QUE UM CONSUMIDOR SEJA QUALIFICADO COMO LIVRE
CONSUMIDORES DEMANDA TENSÃO Instalados antes de 8/7/1995
(con-sumidores “velhos”) Maior ou igual a 3MW igual a 69kV Maior ou
Instalados depois de 8/7/1995
(consumidores “novos”) Maior ou igual a 3MW Qualquer
Atendidos por PCHs, biomassa, solar ou eólica (consumidores “especiais”)
Maior ou igual
a 0,5MW Qualquer
Os consumidores especiais podem, em princípio, ser aten-didos em qualquer nível de tensão, mas, devido à restrição do atendimento por meio de fontes alternativas, as quais apresen-tam maiores custos de geração, a operação somente se torna viável nos subgrupos AS, A4 e A3a.
As fontes alternativas têm direito a um desconto sobre a TUSD, tanto para a geração quanto para os consumidores a-tendidos por elas. Este desconto, que incide somente sobre a parcela “fio” da TUSD, é de no mínimo 50%, de acordo com a Resolução ANEEL 77/2004. Para as PCHs que entraram em operação comercial até 31 de dezembro de 2003, o desconto, também incidente apenas sobre a parcela “fio”, é de 100%, conforme estabelecido pela Resolução ANEEL 157/2005. Em decorrência do desconto sobre a TUSD, um termo alternativo que se tem usado para as fontes alternativas é “fontes incenti-vadas” [4].
IV. POLÍTICA TARIFÁRIA APÓS O PROJETO RE-SEB A separação entre commodity e serviço foi operacionalizada em duas frentes. A primeira, com a criação de um ambiente de negócios, atualmente denominado ACL, onde agentes tais co-mo geradores, consumidores livres e comercializadoras podem liquidar suas operações de compra e venda de energia. A se-gunda, com a criação das Tarifas de Uso do Sistema. A partir de então, geradores de qualquer porte e consumidores livres puderam passar a negociar livremente seus contratos de ener-gia, pagando o acesso à rede elétrica por meio de uma Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, caso o acesso se dê em tensões inferiores a 230kV, ou por meio de uma Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, caso o acesso se dê em tensões iguais ou superiores a 230kV. A TUSD é paga à distribuidora local e a TUST é paga à Rede Básica.
Em outubro de 1999 foi publicada a Resolução ANEEL n°286, que estabeleceu as tarifas de uso do sistema de distribu-ição. Devido à inexistência de informações econômicas refe-rentes ao uso do sistema, a referida resolução estabeleceu as tarifas de cada distribuidora a partir de uma metodologia sim-plificada, na qual as receitas anuais das distribuidoras foram inicialmente estimadas, tendo-se em seguida subtraído as par-celas correspondentes à energia fornecida, aos encargos (CCC, RGR, PIS e COFINS) e à margem da atividade de
comerciali-zação. Essa operação simples resultou em duas componentes tarifárias de demanda (ponta e fora de ponta, em R$/kW) para cada nível de tensão, no caso de consumidores livres.
As tarifas da Resolução 286/1999 permaneceram em vigor por cerca de dois anos, período durante o qual as distribuido-ras prepararam estudos tarifários mais detalhados. Somente no final de 2001 a ANEEL publicou resoluções individualizadas por distribuidora, novamente aplicando o conceito de que os consumidores livres que acessassem a rede de distribuição deveriam pagar somente pelo serviço, em R$/kW, em duas componentes tarifárias (ponta e fora de ponta).
As tarifas publicadas em 2001 permaneceram válidas até 2003. Até esta data as tarifas de fornecimento de consumidores cativos e as tarifas de uso de consumidores livres eram publi-cadas em resoluções separadas, mas as resoluções publipubli-cadas a partir de 2003 passaram a incluir ambas as tarifas, além daque-las de geradores, cooperativas de eletrificação rural, poderes públicos, etc.
As resoluções de 2003 trouxeram também outra novidade: a criação de outra componente tarifária para consumidores li-vres, em R$/MWh, que veio a ser denominada “TUSD Encar-gos”, cuja criação havia sido regulamentada pela Resolução n°152, de 3 de abril de 2003. A criação desta tarifa constituiu em um dispositivo para que as distribuidoras pudessem repas-sar seus encargos setoriais aos consumidores livres. Desde a data de sua criação até o momento atual, a TUSD Encargos tem sido publicada em um único valor, sempre em R$/MWh, independente do nível de tensão e do patamar horário. A Reso-lução ANEEL 166/2005, que aperfeiçoou as regras de cálculo da TUSD Fio, ratificou o pagamento da TUSD Encargos por parte de consumidores livres.
Mudanças recentes na legislação tributária também causa-ram impacto tarifário. As Leis nº 10.637, de 30 de dezembro de 2002, nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, e nº 10.865, de 30 de abril de 2004, estabeleceram nova sistemática para apuração do valor da contribuição para o PIS/PASEP e para a COFINS, particularmente no que diz respeito à não-cumulatividade. Como conseqüência, as revisões tarifárias ocorridas a partir de 2005 passaram a excluir tais tributos das tarifas e as distribuidoras passaram a cobrar dos consumidores apenas as parcelas não creditáveis de tais impostos.
V. ANÁLISE DA EVOLUÇÃO DA COMPETITIVIDADE DO ACL
A seguir, discute-se a evolução da competitividade do ACL, desde 1999 até 2005, confrontando-se os custos cativos de fornecimento com os custos de uso do sistema de distribuição no mercado livre e determinando-se o espaço existente para os contratos de compra e venda de energia.
A. Critérios Usados na Análise da Competitividade
A Resolução 286/1999 contemplou 64 distribuidoras. Des-tas, algumas pertencem a sistemas isolados ou não detém mer-cado suficientemente expressivo para justificar uma análise global da viabilidade de migração para a modalidade livre. Assim, foram utilizados os seguintes critérios para incluir um agente distribuidor na presente análise: (a) ser membro da
CCEE; (b) estar conectado ao SIN; (c) à época da publicação da Resolução 286/1999, ter apresentado uma base de consu-midores em pelo menos dois subgrupos de tensão.
Empregando-se tais critérios, foram selecionadas 36 distri-buidoras para análise, agrupadas da seguinte forma: (a) SU-DESTE e CENTRO-OESTE: Ampla, Bragantina, Caiuá, Ca-taguazes, Cemig, Cenf, Elektro, CPFL, CSPE, Eletropaulo, EBE, Escelsa, Jaguari, Light, Mococa, Santa Cruz, CEB, Celg, Cemat e Enersul. (b) SUL: AES-Sul, CEEE, Celesc, Copel e RGE; (c) NORDESTE: Ceal, Celb, Celpe, Cemar, Cepisa, Coelba, Coelce, Cosern, Energipe e Saelpa; (d) NORTE: Cel-pa e Celtins.
As tarifas, tanto na modalidade livre quanto na cativa, fo-ram inicialmente calculadas para um consumidor típico com as seguintes características: (a) atendimento cativo na modalidade horo-sazonal azul; (b) demanda nos horários de Ponta (DHP) e Fora de Ponta (DHFP) igual a 5.000kW; (c) consumo no horá-rio de Ponta (CHP) igual a 260MWh, correspondendo a um fator de carga (FCHP) igual a 80%; (d) consumo no horário Fora de Ponta (CHFP) igual a 2.660MWh, também correspon-dendo a um fator de carga (FCHFP) igual a 80%; (e) atendi-mento no mercado livre por meio de energia convencional (não incentivada).
A escolha de um consumidor com demanda flat (demandas idênticas na ponta e fora dela) representa o caso mais atrativo para a migração para o mercado livre. Consumidores com de-manda reduzida na ponta exigem preços menores para uma mesma economia, dificultando a migração. Por outro lado, mantendo-se os mesmos fatores de carga na ponta e fora dela, a alteração dos valores de demanda não altera o preço de equi-líbrio. Sendo assim, a escolha de um consumidor típico é sufi-ciente para se ter uma idéia razoável dos casos mais viáveis no que diz respeito à migração para o mercado livre.
O subgrupo A1 foi excluído da análise para facilitar a com-paração, pois consumidores livres desse subgrupo pagam uso à Rede Básica e não à distribuidora local. O subgrupo AS tam-bém foi excluído, por não ser representativo para o mercado de consumidores livres atendidos por energia convencional. Assim, os subgrupos analisados foram: A2 (88kV a 138kV), A3 (69kV), A3a (30kV a 44kV) e A4 (2,3kV a 25kV).
Os critérios adicionais para cálculo dos custos livres e cati-vos foram: (a) quando aplicável, foi considerado o percentual de 7,9% (consumidor industrial) para a RTE; (b) o prêmio mínimo de economia desejado com a migração, antes do pa-gamento de outros custos do mercado livre (CCEE, comissão da comercializadora, etc) foi de 20%; (c) as tarifas livres e cativas foram tomadas ao final de cada ano e atualizadas para o final do ano de 2005 por meio da variação acumulada do IGP-M [3]; (d) por simplicidade e facilidade de comparação, as tarifas atuais da Ampla, que teve seu reajuste tarifário do ano de 2005 adiado para 13/03/2006, foram consideradas co-mo válidas ao final de 2005; (e) as tarifas livres e cativas fo-ram coletadas exclusivamente em resoluções publicadas no site da ANEEL, para todas as distribuidoras e anos de análise [5]; (f) para os fins do presente estudo, foi considerado que a parcela do PIS/PAESP e da COFINS repassada aos
consumi-dores finais corresponde a 5%, para todas as distribuidoras, quando aplicável; (g) os custos de fornecimento cativos foram calculados como uma média ponderada, ou “sazonalizada”, das tarifas dos períodos seco (7 meses) e úmido (5 meses); (h) finalmente, o preço de equilíbrio foi inicialmente calculado por distribuidora, sendo as médias por submercado calculas posteriormente.
B. Evolução dos Custos Cativos de Fornecimento
A evolução dos custos cativos de fornecimento ao longo do tempo é mostrada nas Figs. de 1 a 4. Por razões de espaço, apenas os valores médios por submercado são mostrados. As médias globais não são mostradas por serem muito semelhan-tes às médias do submercado SE/CO. Um tratamento mais extenso pode ser encontrado em [2].
Percebe-se um padrão consistente de aumentos tarifários a-cima do IGP-M para o período de 1999 a 2005, em todos os subgrupos de tensão. O mesmo padrão se repete para todas as 36 distribuidoras analisadas, com exceção da AES Sul e da Jaguari, as quais tiveram redução real de tarifas para o consu-midor analisado no período de 1999 a 2005.
100 120 140 160 180 200 220 240 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 C us to s C at iv os M éd io s - S E /C O (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
Fig. 1. Evolução dos custos cativos de fornecimento (SE-CO)
100 120 140 160 180 200 220 240 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 C us to s C at iv os M éd io s - S ul (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
Fig. 2. Evolução dos custos cativos de fornecimento (Sul)
C. Evolução dos Custos de Uso no Mercado Livre
A evolução dos custos médios de uso livre, por submerca-do, é mostrada nas Figs. de 5 a 9. Percebe-se novamente um padrão de aumento tarifário acima do IGP-M, em todos os casos analisados, sem exceções importantes, e particularmente a partir de 2003. 100 120 140 160 180 200 220 240 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 C us to s C at iv os M éd io s - N or de st e (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
Fig. 3. Evolução dos custos cativos de fornecimento (Nordeste)
100 120 140 160 180 200 220 240 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 C us to s C at iv os M éd io s - N or te (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
Fig. 4. Evolução dos custos cativos de fornecimento (Norte)
0 20 40 60 80 100 120 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 C us to s de U so L iv re M éd io s - S E/ C O (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
Fig. 5. Evolução dos custos de uso livre (SE/CO)
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 C us to s de U so L iv re M éd io s - S ul (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
0 20 40 60 80 100 120 140 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 C us to s de U so L iv re M éd io s - N or de st e (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
Fig. 7. Evolução dos custos de uso livre (Nordeste)
0 20 40 60 80 100 120 140 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 C us to s de U so L iv re M éd io s - N or te (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
Fig. 8. Evolução dos custos de uso livre (Norte)
D. Evolução da Competitividade do ACL
As Figs. de 9 a 12 mostram a evolução dos preços médios de equilíbrio por submercado. Por “equilíbrio” entende-se que o preço é suficiente para remunerar a energia e ainda resultar em um prêmio de economia de 20% em relação ao caso cativo.
60 70 80 90 100 110 120 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 Pr eç os d e E qu ilí br io M éd io s - S E /C O (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
Fig. 9. Evolução dos preços de equilíbrio (SE/CO)
O padrão de evolução dos preços de equilíbrio médios é di-ferente do que nos casos da TUSD e das tarifas de fornecimen-to, e até mesmo um pouco surpreendente. Note-se que, quanto maior o preço de equilíbrio, mantido um dado nível de prêmio de economia, maior será a atratividade do mercado livre, pois mais fácil será encontrar geradores dispostos a atender o con-sumidor. De maneira geral, os preços estiveram mais atrativos durante os anos do racionamento, entrando em queda a partir
de 2002.
Percebe-se, não sem alguma surpresa, que o submercado Sul é mais competitivo do que o Sudeste/Centro-Oeste, pelo menos em termos de preços. Naturalmente, a base de consu-midores potencialmente livres deste é muito superior à base daquele, fato este refletido no grande número de comercializa-doras instaladas no Sudeste.
Estudos de sensibilidade feitos por meio da variação dos fa-tores de carga, na ponta e fora dela, mostram que os preços de equilíbrio se alteram, como esperado, mas o formado das cur-vas de preços médios permanece o mesmo.
60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 Pr eç os d e E qu ilí br io M éd io s - S ul (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
Fig. 10. Evolução dos preços de equilíbrio (Sul)
40 50 60 70 80 90 100 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 Pr eç os d e E qu ilí br io M éd io s - N E (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
Fig. 11. Evolução dos preços de equilíbrio (Nordeste)
30 40 50 60 70 80 90 100 110 31/12/99 26/10/00 22/8/01 18/6/02 14/4/03 8/2/04 4/12/04 30/9/05 Pr eç os d e E qu ilí br io M éd io s - N or te (R $/ M W h) A2 A3 A3a A4
VI. CONCLUSÕES
É indiscutível que as tarifas de consumidores livres e cati-vos aumentaram sensivelmente acima da inflação desde 1999. Grande parte de tal aumento se deve à criação e majoração de vários encargos setoriais [7]. Associando-se a este fato a au-sência de metas para redução e extinção de encargos, a volati-lidade das condições de armazenamento da energia hidráulica e a oscilação da política energética ao sabor das ideologias, percebe-se que a previsão de uma tendência para os preços de equilíbrio é tarefa bastante difícil. Apesar de tais restrições, comparando-se os preços de equilíbrio válidos ao final de 2005 com aqueles resultantes dos primeiros reajustes de 2006, percebe-se que: (a) os preços aumentaram para CPFL Paulista, Cemig, Enersul, RGE, Energipe, Coelce e Coleba; (b) os pre-ços diminuíram para a Cemat, e; (b) os prepre-ços permaneceram inalterados para a ASE Sul. A tendência de preços ficará mais clara no decorrer dos próximos meses, mas, no momento, po-demos aventar a hipótese de que a competitividade do merca-do livre continuará a aumentar.
Em mercados bem desenvolvidos, uma política tarifária consistente e bem planejada deveria produzir um espaço cons-tante entre os custos cativos e os custos de uso no mercado livre, pois o atendimento tanto de consumidores livres quanto de cativos demanda recursos da mesma ordem por parte das distribuidoras. Logo, as revisões tarifárias deveriam afetar ambos da mesma forma. Este é um fator que deve ser analisa-do cuidaanalisa-dosamente pelo órgão regulaanalisa-dor, pelos formaanalisa-dores de opinião e pela sociedade em geral.
VII. REFERÊNCIAS
[1] A. A. de Almeida. “A comercialização de energia elétrica no varejo –
riscos e oportunidades”, apresentado no XVIII Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica – SNPTEE, Curitiba, Bra-sil, 2005.
[2] A. A. de Almeida. “O impacto da evolução tarifária sobre a competição
pelo mercado livre”, submetido ao XVII Seminário Nacional de Distri-buição de Energia Elétrica, a ser realizado em Belo Horizonte, Brasil, 2006.
[3] Aplicativo para cálculo de correção pelo IGP-M. BCB, Banco Central
do Brasil. Disponível: http://www.bcb.gov.br/?correcao.
[4] Aviso de Audiência Pública N°033/2005, Agência Nacional de Energia
Elétrica. Disponível: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/ar quivo/2005/033/documento/aviso_033.pdf.
[5] Biblioteca Virtual da ANEEL – Pesquisa Legislativa, Agência Nacional
de Energia Elétrica. Disponível: http://www.aneel.gov.br/biblioteca. cfm?target=indexdigit.
[6] I. Sauer, S. Seger, J. P. Vieira, J. L. Juhas, C. A. R. Kirchner, L. T. S.
Prado, J. F. Carvalho, J. E. Lopes, D. Gonçalves Jr, “Um novo modelo para o setor elétrico brasileiro”, Programa Interunidades de Pós-graduação em Energia, Universidade de São Paulo, São Paulo, Brasil, 2002.
[7] M. V. G. Nascimento, J. C. O. Mello, E. G. Pizeta, A. L. Castro, E. C.
Spalding e A. Bianco, “A participação crescente dos encargos setoriais no custo de energia brasileiro”, apresentado no XVIII Seminário Nacio-nal de Produção e Transmissão de Energia Elétrica – SNPTEE, Curitiba, Brasil, 2005.
[8] P. H. S. Born e A. A. de Almeida, “Mudanças estruturais no setor
elétri-co: formação e regulação de preços”, Revista de la CIER, n.26, Dezem-bro, 1998.
VIII. BIOGRAFIA
Alvaro Augusto de Almeida graduou-se em
Engenharia Industrial Elétrica, ênfase Eletrotécnica, em 1989, pelo Centro Federal de Educação Tecnológica do Paraná – CEFET-PR, atual Universida-de Tecnológica FeUniversida-deral do Paraná – UTFPR. De 1989 até 2001, trabalhou na área de engenharia biomédica, vindo a desenvolver projetos de respiradores artificiais. Em 1999, concluiu uma pós-graduação em Finanças Empresariais, pelo ISAE/FGV, e, em 2001, uma pos-graduação em Desenvolvimento em Ambiente WEB, pela PUC-PR. Entre 1992 e 1994, trabalhou como engenheiro na Telecomu-nicações do Paraná – Telepar, Departamento de Operações de Curitiba. Entre 1994 e 2001 trabalhou como engenheiro na Companhia de Energia do Paraná – Copel, nas áreas de Planejamento da Expansão e Operação da Geração.
Atualmente é Diretor Técnico-Financeiro da Electra Comercializadora de Energia e professor do curso de Engenharia Industrial Elétrica da UTFPR, onde tem lecionado as disciplinas de Conversão Eletromecânica de Energia, Sistemas Elétricos de Potência e Eletromagnetismo desde 1991 (graduação), e Engenharia Econômica desde 2005 (pós-graduação).
