FERNANDO LUIZ AGUIAR FILHO - PDF
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Matheus Henrique Fraga Beppler
1 FERNANDO LUIZ AGUIAR FILHO MODELO INSTITUCIONAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO: ANÁLISE DA CAPACIDADE DE ATRAÇÃO DE CAPITAL PRIVADO PARA INVESTIMENTOS EM GERAÇÃO DE ENERGIA HIDRELÉTRICA São Paulo 2007
2 FERNANDO LUIZ AGUIAR FILHO MODELO INSTITUCIONAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO: ANÁLISE DA CAPACIDADE DE ATRAÇÃO DE CAPITAL PRIVADO PARA INVESTIMENTOS EM GERAÇÃO DE ENERGIA HIDRELÉTRICA Dissertação apresentada à Escola Politécnica da Universidade de São Paulo para Obtenção do Título de Mestre em Engenharia. Área de Concentração: Engenharia de Construção Civil Urbana Orientador: Prof. Dr. Claudio Tavares de Alencar São Paulo 2007
3 i AGRADECIMENTOS Aos docentes do Grupo de Real Estate, por me despertarem para o tema da Análise dos Investimentos no Setor da Construção Civil. Ao Prof. Dr. Claudio Tavares de Alencar pela confiança e prontidão e pela orientação precisa e elucidativa. Ao Prof. Dr. João da Rocha Lima Junior, Prof. Dr. Dorel Soares Ramos e Dr. Roberto Castro pelas valiosas contribuições. Ao M.E. Paulo Chiara, pelo incentivo e pelas contribuições na fase inicial de desenvolvimento do trabalho. À Ana Paula, pela compreensão e pelas renúncias que acabou por fazer em nome desta dissertação. À toda minha família, sempre tão presente em tudo o que faço. Às minhas irmãs Carolina e Lívia e, em especial, aos meus pais, Fernando e Angélica, pelo incentivo, por tudo o que me ensinam e por darem todas as condições para que eu me dedicasse, à minha vontade, ao desenvolvimento desta dissertação. Aos amigos da Camargo Corrêa e a todos que, de alguma forma, contribuíram para a conclusão deste trabalho. A Deus.
4 ii RESUMO Em março de 2004, o governo brasileiro aprovou as leis e , que alteram as bases da regulação do Setor Elétrico Brasileiro. As leis instituíram novas regras para a outorga de concessões para aproveitamentos hidrelétricos e para comercialização de energia entre agentes de geração, distribuidores e comercializadores de energia elétrica. Diante da contínua demanda por investimentos na expansão da capacidade de geração, este trabalho foi desenvolvido com o objetivo de inferir sobre a capacidade do modelo institucional vigente de atrair capital privado para investimentos em geração de energia hidrelétrica. A inferência é realizada a partir da análise dos resultados dos leilões de energia nova realizados em 2005 e 2006 e da simulação do investimento em um protótipo de empreendimento de geração de energia hidrelétrica. De forma geral, as mudanças regulatórias favorecem o fluxo de investimentos para empreendimentos de geração hidrelétrica. Contudo, mais do que a um modelo institucional sólido, a derivação de investimentos para este segmento estará condicionada à ação do Estado sobre o equilíbrio entre consumo, oferta e preços de energia, enquanto principal artífice da política energética nacional. Palavras Chaves: Energia Elétrica. Usina Hidrelétrica. Capital Privado. Análise de Investimentos. Modelo Regulatório.
5 iii ABSTRACT In March 2004, the Brazilian Government passed the laws and , which changed the regulatory guidelines of electric market. The laws established new rules for granting hydroelectric exploitation rights and for energy purchasing, among distributors, new generators and free consumers. In front of the new regulatory basis and the Brazilian demand for installed capacity increase, this research aims to infer the capacity of regulatory basis to attract private recourses for investments on hydroelectric power projects. The inference will be developed based on the results of auctions of electricity from new power plants, occurred in 2005 and 2006, and on the simulation of the investment on a prototype of a hydroelectric project in Brazil. The final remarks show that the new electric model favor the investment flow to hydroelectric power plants. However, more than to a solid institutional model, the investments on this segment will be conditioned to the Government action on the equilibrium between energy consuming, offering and prices, as the main agent of the national energy politics. Keywords: Electric Energy. Hydroelectric Power Plant. Investment Analysis. Private Capital. Regulation Model.
6 iv SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO HISTÓRICO DE REGULAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO CASO BRASILEIRO EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL O Caso dos Estados Unidos O Caso do Reino Unido O Caso do Chile NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ESTRUTURA PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO DO SETOR ELÉTRICO ESTRUTURA DO SETOR ELÉTRICO MODELOS BÁSICOS A OPERAÇÃO CENTRALIZADA DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO A REGULAÇÃO DO MERCADO CATIVO: ASPECTOS DA POLÍTICA TARIFÁRIA A CONCESSÃO DE NOVOS APROVEITAMENTOS E A CONTRATAÇÃO DE ENERGIA A Comercialização de Energia no ACR A Comercialização de Energia no ACL A Comercialização de Energia no Mercado de Curto Prazo RETROSPECTO DOS LEILÕES DE ENERGIA NOVA REALIZADOS EM 2005 E EMPREENDIMENTOS DE GERAÇÃO DE ENERGIA HIDRELÉTRICA: CARACTERÍSTICAS ESTRUTURAIS CICLOS DO EMPREENDIMENTO DE GERAÇÃO HIDRELÉTRICA Ciclo de Formatação Ciclo de Implantação Ciclo Operacional ESTRATÉGIA DE INVESTIMENTO E MECANISMOS DE MOBILIZAÇÃO DE FUNDOS Project Finance como Estratégia de Investimento Fontes e Mecanismos de Funding RISCOS DA ATIVIDADE DE GERAÇÃO DE ENERGIA HIDRELÉTRICA Riscos de Mercado Risco de Não Geração da Energia Contratada Riscos de Inadimplência do Agente Comprador Riscos Regulatórios e Políticos Riscos Ambientais Riscos Associados à Macroeconomia Riscos de Financiabilidade
7 v Riscos de Construção Riscos de Operação e Manutenção EMPREENDIMENTOS DE GERAÇÃO DE ENERGIA HIDRELÉTRICA: ANÁLISE DA QUALIDADE DO INVESTIMENTO ANÁLISE DA QUALIDADE DO INVESTIMENTO ABORDAGEM METODOLÓGICA O CENÁRIO REFERENCIAL DA ANÁLISE INDICADORES DA QUALIDADE DO INVESTIMENTO ANÁLISE DE RISCOS Análise de Risco de Efeitos Discretos Análise de Risco de Efeitos Cruzados CONCLUSÕES ANEXO A CARACTERÍSTICAS DOS EMPREENDIMENTOS CONCEDIDOS EM DEZ/05 E OUT/ ANEXO B FLUXO DE CAIXA DO EMPREENDIMENTO PROTÓTIPO REFERÊNCIAS REFERÊNCIAS COMPLEMENTARES
8 vi LISTA DE FIGURAS Figura 2.1 Relação Histórica entre o Preço e o Armazenamento da Energia (Região Sudeste) 10 Figura 3.1 Estrutura Institucional do Setor Elétrico 28 Figura 3.2 Ambientes de Comercialização de Energia Elétrica 29 Figura 3.3 Modelo de Monopólio Vertical 35 Figura 3.4 Modelo de um Único Comprador 36 Figura 3.5 Modelo de Competição na Comercialização 36 Figura Modelo de Competição no Nível do Consumo 37 Figura 3.7 Transição entre Modelos de Organização do Setor Elétrico 37 Figura 3.8 Leilões de Comercialização de Energia Elétrica 50 Figura 3.9 Mecanismo de Realocação de Energia - MRE 60 Figura 3.10 Mercado de Curto Prazo 60 Figura 4.1 Ciclos do Empreendimento Hidrelétrico 67 Figura 4.2 Estrutura Genérica Project Finance Empreendimento Hidrelétrico 80 Figura 5.1 Ciclos do Empreendimento Protótipo 114 Figura 5.2 Cronograma de Funding 127 Figura 5.3 Curva de Formação da TIR 139 Figura 5.4 Fluxo Investimento x Retorno Acumulado 140 Figura 5.5 TIR x Alavancagem, alternando a composição da equação de fundos 143 Figura 5.6 Desvios no Custo de Implantação 147 Figura 5.7 TIR x Custo de Implantação, variando Preço de Energia 148 Figura 5.8 Atraso na Entrada em Operação Comercial 150 Figura 5.9 Desvios no Custo de Operação e Manutenção 151 Figura 5.10 Quebra na Quantidade de Energia Disponível 153 Figura 5.11 Flutuação Dispersa da Energia Disponível 154 Figura 5.12 Variações de Preço no ACR 155 Figura 5.13 Variação da Exposição no ACL 157 Figura 5.14 Distúrbios Macroeconômicos 158 Figura 5.15 Flutuação Dispersa e Cruzada da Quantidade de Energia Disponível e Preços 160 Figura 5.16 Flutuação Dispersa do Conjunto de Variáveis Impacto na TIR dos TIEE-A2 162 Figura 5.17 Flutuação Dispersa do Conjunto de Variáveis Impacto na TIR do Empreendedor 163
9 vii LISTA DE TABELAS Tabela 3.1 Distribuição do Consumo de Energia Elétrica 40 Tabela 3.2 Composição da Receita Requerida pelos Distribuidores 45 Tabela 5.1 Características Gerais da UHE Protótipo 115 Tabela 5.2 Inserção de Mercado do Empreendimento 118 Tabela 5.3 Programa de Implantação 119 Tabela 5.4 Custos de Implantação 120 Tabela 5.5 Condições do Financiamento do BNDES 122 Tabela 5.6 Condições das Emissões dos Títulos de Dívida 126 Tabela 5.7 Contas de Operação 131 Tabela 5.8 Cenário Macroeconômico 133 Tabela 5.9 Indicadores da Qualidade no Cenário Referencial 137 Tabela 5.10 Fronteiras de Comportamento para Análise de Risco de Efeitos Discretos 146 Tabela 5.11 Relação [Energia Gerada / Energia Assegurada] do Sistema Hídrico 154 Tabela 5.12 Fronteiras de Flutuação para Análise de Risco de Efeitos Cruzados 159
10 viii LISTA DE ABREVIATURA E SIGLAS ABRACE ACL ACR ANA ANEEL ANP BID BNDES CCC CCEAR CCEE CCG CCT CDE CDEC CDI CEGB CIRR CMO CMSE CNPE COFURH cop CPST CRC CSLL CUST CVM EBITDA Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres Ambiente de Contratação Livre Ambiente de Contratação Regulada Agência Nacional de Águas Agência Nacional de Energia Elétrica Agência Nacional do Petróleo Banco Interamericano de Desenvolvimento Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social Conta de Consumo de Combustíveis Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado Câmara de Comercialização de Energia Elétrica Contrato de Constituição de Garantia Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão Conta de Desenvolvimento Energético Centro de Despacho Económico de Carga Certificado de Depósito Interbancário Central Electricity Generating Board Commercial Interest Reference Rates Custo Marginal de Operação Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico Conselho Nacional de Política Energética Compensação Financeira pelo Uso do Recurso Hídrico Custo de Oportunidade Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão Conta de Resultados a Compensar Contribuição Social sobre o Lucro Líquido Contrato de Uso do Sistema de Transmissão Comissão de Valores Mobiliários Earnings before Interests, Taxes, Depreciation and Amortization
11 ix ECA EIA ELETROBRÁS EPE EWG FERC FIP GCE GCOI IBAMA ICSD IFC IGP-M IPCA IR IRT ISC ISEE ISO LIBOR MME MRE MRT NE NETA NGC NP NTN-B OECD ONS PAC PCH P&D Export Credit Agencies Estudo de Impacto Ambiental Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Empresa de Pesquisa Energética Exempt Wholesale Generator Federal Energy Regulatory Commission Fundo de Investimentos em Participações Câmara de Gestão da Crise Energética Grupo Coordenador de Operação Interligada Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis Índice de Cobertura do Serviço da Dívida International Finance Corporation Índice Geral de Preços de Mercado Índice de Preços ao Consumidor Amplo Imposto de Renda Índice de Reajuste Tarifário Anual Índice Setorial da Construção Índice Setorial de Operação e Manutenção de Usinas Hidrelétricas Independent System Operator London Interbank Offered Rates Ministério das Minas e Energia Mecanismo de Realocação de Energia Margen de Reserva Teórico Nuclear Electric New Electricity Trading Arrangement National Grid Company National Power Notas do Tesouro Nacional série B Organisation for Economic Co-operation and Development Operador Nacional do Sistema Elétrico Programa de Aceleração do Crescimento Pequena Central Hidrelétrica Taxa de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética
12 x PDE PDET PELP PG PLD PROINFA PUC PX RGR RE-SEB RIMA RTE SAC SIN SND SPE TAR tat TFSEE TIEE-A1 TIEE-A2 TIR TJLP TUSD TUST UBP UHE VN VR Plano Decenal de Expansão dos Sistemas Elétricos Programa Determinativo de Expansão da Transmissão Plano de Expansão de Longo Prazo do Setor Elétrico Power Gen Preço de Liquidação das Diferenças Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica Public Utilities Commission Power Exchange Reserva Global de Reversão Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro Relatório de Impacto Ambiental Revisão Tarifária Extraordinária Sistema de Amortização Constante Sistema Interligado Nacional Sistema Nacional de Debêntures Sociedade de Propósito Específico Tarifa Anual de Referência Taxa de Atratividade Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica Títulos de Investimento em Energia Elétrica tipo A1 Títulos de Investimento em Energia Elétrica tipo A2 Taxa Interna de Retorno Taxa de Juros de Longo Prazo Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão Uso do Bem Público Usina Hidrelétrica Valor Normativo Valor Anual de Referência
13 1 1. INTRODUÇÃO O Estado, enquanto agente arrecadador e, historicamente, o promotor do desenvolvimento da infra-estrutura nacional, experimentou, a partir de fins da década de 80, uma expressiva redução de sua capacidade financeira e operacional para o desenvolvimento de empreendimentos intensivos em capital. A redução da capacidade estatal, combinada ao dever constitucional de promover a expansão e a prestação adequada de serviços públicos, tornou necessária a criação de mecanismos alternativos ao financiamento estatal, para sustentar investimentos na implantação e operação da infra-estrutura. No setor elétrico, a redução da capacidade financeira do Estado representou o fim do modelo de financiamento setorial sustentado, de forma preponderante, por recursos públicos. Desde meados da década de 90, o setor elétrico brasileiro passa por um processo de reformas, cujo fim parece convergir para redução da dimensão do Estado empresário e ajuste da estrutura do setor ao ingresso de investimentos privados, de forma a reservar, ao ente público, os papéis de regulador, fiscalizador, mediador e formulador de políticas. A década de 90 marcou a transição de um modelo fortemente estatal, de concessionárias públicas verticalmente integradas e financiamento baseado na arrecadação fiscal e no endividamento de empresas estatais, para um modelo de maior abertura aos investimentos privados e à competição. Os marcos do processo de reestruturação do setor, a exemplo do caminho percorrido por países de vanguarda na reforma do setor elétrico, foram: (i) a criação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e uma conseqüente maior separação entre as funções de regulador e poder concedente; (ii) os movimentos de desverticalização das atividades de Geração, Transmissão e Distribuição, com redução de subsídios intra-setoriais opostos à competição; (iii) criação da figura do Produtor Independente de Energia Elétrica, concessionários da exploração de aproveitamentos hidrelétricos e usinas termelétricas com prerrogativa para livre comercialização da energia produzida; (iv) criação do mercado livre e da figura do agente de
14 2 comercialização, liberando os grandes consumidores para contratação da energia diretamente do agente produtor, localizado em qualquer região do Brasil, desde que conectado ao sistema interligado e (v) criação do Operador Nacional do Sistema (ONS), para a coordenação centralizada do despacho energético e regulamentação do acesso às redes de transmissão. Em 2004, com a aprovação das leis e , novas mudanças nas bases regulatória e institucional do setor elétrico foram instituídas. Em linhas gerais, as disposições do novo marco legal primaram pela reorganização das atividades de planejamento, a partir da reestruturação institucional do setor, e pela regulação sobre o processo de comercialização de energia no mercado cativo, de forma a ajustar a política setorial aos objetivos de modicidade tarifária, de incentivo aos investimentos privados e de segurança de abastecimento. Entre as disposições estruturais do marco regulatório estão: (i) a adoção do menor preço da energia destinada ao mercado cativo, como critério de julgamento dos processos de licitação de novos aproveitamentos hídricos e de contratação de energia de fonte hídrica e térmica (ii) a obrigação do estabelecimento dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR s), entre produtores de energia e concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica. Os CCEAR s, para energia hídrica proveniente de empreendimentos novos, têm prazo de 30 anos e são firmados com antecedência de três a cinco anos antes do início de suprimento, com preço fixo, definido em processo de leilão. De modo geral, as mudanças nas regras de concessão de novos aproveitamentos e comercialização de energia alteraram a estrutura dos negócios desenvolvidos no setor e, portanto, a percepção sobre os riscos dos investimentos em empreendimentos de geração de energia hidrelétrica. Os empreendimentos deste segmento guardam em sua estrutura as características dos negócios intensivos em capital, desenvolvidos no setor de infra-estrutura. Os empreendimentos respeitam dois ciclos definidos, de características marcantes. Na fase de implantação, demandam intenso e concentrado fluxo de investimentos e, na fase de operação, registram elevada geração de caixa, em fluxos de baixa flutuação e diferidos em longos períodos.
15 3 A condição de risco, derivada das disposições regulatórias vigentes e das características estruturais do segmento, torna o produto de investimento associado ao empreendimento de geração de energia hidrelétrica peculiar no aspecto da configuração dos fluxos de investimento e retorno e da condição Rentabilidade x Risco a eles associada. Apoiado nesta premissa, propõe-se a dissertação com objetivo de auscultar sobre a capacidade do modelo regulatório vigente de atrair capital privado para empreendimentos de geração de energia hidrelétrica. A análise será baseada nos resultados dos leilões de energia nova realizados em 2005 e 2006 e na simulação de um protótipo de empreendimento de geração de energia hidrelétrica, que permite reconhecer a imagem da qualidade do investimento em geração de energia hidrelétrica, no atual ambiente do setor elétrico. Em outros termos, o propósito da simulação através do protótipo é produzir indicadores da qualidade do investimento em geração de energia hidrelétrica, de forma que, um investidor habituado ou não ao aporte de recursos no setor, possa tomar a decisão de investir, ao hierarquizar o investimento em geração frente a outras alternativas à sua disposição. A análise será desenvolvida, considerando o ponto de vista de dois tipos de investidores, o investidor especialista que tem em sua atividade fim a exploração do empreendimento hidrelétrico e o investidor não especialista, que não está habituado ao investimento em empreendimentos no setor, mas que enxerga-o como destino alternativo, na economia, aos recursos de que dispõe. Seja sob o ponto de vista do investidor especialista ou não especialista, a hipótese é que o aporte de recursos esteja lastreado exclusivamente na qualidade do empreendimento hidrelétrico, amparado em seu próprio desempenho, tendo por base o project finance, enquanto estratégia de investimento. Esta dissertação se desenvolve ao longo de cinco capítulos. O primeiro capítulo constitui a presente introdução. O segundo capítulo introduz o tema reestruturação do setor elétrico, a partir da revisão histórica do processo de desenvolvimento, regulação e financiamento do setor elétrico no Brasil e da análise referencial de expoentes internacionais em seus processos de reforma.
16 4 O terceiro capítulo contém uma descrição pormenorizada do modelo brasileiro, instituído pelas leis e Na descrição do modelo vigente, serão explorados, com maior ênfase, os aspectos associados à organização institucional e operacional do setor elétrico brasileiro e às mudanças estruturais nas bases da relação entre geradores e concessionários de serviços de distribuição de energia elétrica. O quarto capítulo contém a discussão acerca da estrutura dos empreendimentos de geração de energia hidrelétrica e divide-se em três seções. A primeira seção traz uma caracterização dos ciclos de formatação, implantação e operação do empreendimento hidrelétrico, que permite reconhecer o formato peculiar destes empreendimentos. A segunda seção apresenta o project finance como estratégia de investimento e elenca os principais mecanismos e fontes para mobilização de recursos para o setor. Por fim, na última seção discute-se os riscos do investimento em empreendimentos hidrelétricos. No quinto capítulo é desenvolvida a análise da qualidade, através da qual se produzirão indicadores da qualidade do investimento, do ponto de vista de rentabilidade, liquidez e segurança. A análise é feita através de um protótipo de empreendimento hidrelétrico, formatado com base nos parâmetros extraídos do conjunto de empreendimentos concedidos, no Brasil, em 2005 e 2006, nos leilões de concessão de novos aproveitamentos hidrelétricos.
17 5 2. HISTÓRICO DE REGULAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO 2.1 CASO BRASILEIRO Durante as décadas de 60, 70 e 80, o setor elétrico brasileiro organizou-se segundo uma estrutura caucada na atuação de grandes empresas elétricas de controle estatal, nas esfera federal - controladas pela holding Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (ELETROBRÁS) - e estadual. Neste período, o financiamento do setor manteve-se baseado no autofinanciamento, ou na reinversão de resultados gerados na operação setorial, no endividamento externo, no financiamento fiscal e, em menor escala, nos aportes estatais. No início da década de 80, na esteira de um período de forte recessão e crises em economias internacionais, o modelo estatal de financiamento setorial começou a apresentar sinais de esgotamento. Os investimentos no setor declinaram a partir do ano de 1982, como reflexo da escassez de crédito no mercado internacional, da utilização recorrente, pelo governo federal, de atrasos nos reajustes das tarifas de serviços públicos, como forma de conter o processo inflacionário, e da redução de aportes orçamentários pela União e Estados no setor. Naquele período, os custos de financiamento dispararam, em um momento em que os empréstimos tornaram-se a principal fonte de financiamento do setor. A rolagem dos compromissos financeiros e o conseqüente aumento da parcela de serviço de dívida no balanço setorial fizeram com que a década de 80 terminasse com a necessidade de se encontrar novos mecanismos para o equacionamento financeiro de empreendimentos do setor. A primeira metade da década de 90 foi marcada pela gênese da privatização de ativos e serviços públicos no Brasil. A privatização potencialmente solucionaria dois pontos cruciais da política econômica pública: (i) o endividamento do governo e das estatais, pois os recursos obtidos nos leilões seriam utilizados para abatimento da dívida, e (ii) a necessidade de investimentos na expansão e prestação de serviços públicos, tanto dos serviços privatizados, considerando a maior capacidade do agente privado para aplicação e gestão de recursos
18 6 financeiros, como dos serviços cuja operação seria mantida sob a égide estatal, uma vez que a privatização liberaria recursos orçamentários. No setor elétrico, o plano de privatização priorizou a venda das concessionárias de distribuição, pois considerou-se que dificilmente se atrairiam investidores para os ativos de geração, caso não fosse criado previamente um mercado privado de energia, que trouxesse maior qualidade ao crédito no segmento de distribuição e reduzisse os riscos sobre o processo de comercialização de energia elétrica, aos olhos dos potenciais investidores privados em geração. Segundo CASTRO (2004), entre 1990 e 2002, com o processo de privatização, parte significativa das empresas de distribuição cerca de 84% de toda a energia distribuída - e uma parcela das empresas geradoras, cerca de 32% da potência instalada no país, foram vendidos para iniciativa privada. O movimento de venda de ativos estatais foi o embrião da reestruturação do setor elétrico brasileiro iniciada na década de 90. Em termos legais, o marco da reestruturação do setor elétrico brasileiro foi 1993, com a promulgação da Lei Eliseu Resende (Lei 8.631/93), que estabeleceu, entre outros: o fim da equalização tarifária 1 ; a extinção da remuneração garantida; o acerto de contas com a Conta de Recursos a Compensar (CRC) 2 e a obrigatoriedade de estabelecimento de contratos de suprimento entre geradores e distribuidores. 1 A equalização tarifária foi estabelecida pelo Decreto Lei 1.383/74. Segundo este princípio, as tarifas para consumidores de uma mesma classe deveriam ser iguais em todo o território nacional. O direcionador desta medida foi a estratégia do governo federal de estender, a todos os estados da federação, os benefícios da exploração dos recursos hídricos, nesta data, concentrados nas regiões Sul e Sudeste. 2 Pela lei de maio de 1971, ficou definido que a remuneração legal do investimento dos concessionários de serviços públicos de energia elétrica poderia oscilar no intervalo de 10% a 12% ao ano. A diferença entre a remuneração efetivamente observada e os valores limites seria registrada na CRC do concessionário, para fins de compensação dos excessos e insuficiências de remuneração, de forma a assegurar a rentabilidade dos concessionários dentro dos patamares estipulados. No período de promulgação da lei Eliseu Resende, a CRC acumulava elevado déficit, tendo as empresas do setor como credoras, devido à recorrente utilização das tarifas como instrumento de política antiinflacionária. O déficit foi sanado apenas após a promulgação da lei Eliseu Resende, como medida inicial para inclusão das empresas no Plano Nacional de Desestatização. O acerto de contas envolveu cerca de US$ 20 bilhões, assumidos pelo Tesouro Nacional.
19 7 A base legal para o modelo do setor elétrico, ao longo da década de 90, foi gradualmente constituída com a publicação do decreto 915/93, das lei 8.987/95, 9.074/95, 9.247/96 e 9.648/98. O decreto 915/93 permitiu a formação de consórcios entre concessionários de autoprodutores para exploração de aproveitamentos hidrelétricos. A lei 8.987/95 regulamentou o artigo 175 da Constituição Federal, obrigou a licitação para concessão de geração, transmissão e distribuição e definiu os critérios gerais a serem aplicados nas licitações e nos contratos de concessão. A lei 9.074/95 complementou a lei 8.987, no concernente aos serviços de energia elétrica, liberou grandes consumidores do monopólio comercial das concessionárias de distribuição, assegurou livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição e estabeleceu a necessidade da criação de agência reguladora para o setor. A lei 9.247/96 criou a ANEEL. A criação da ANEEL representou marco na reforma institucional do setor, tendo em vista a tradição de regulação implícita das empresas de energia elétrica. A ANEEL foi criada como autarquia especial, com relativa autonomia decisória e financeira e independência política, o que lhe conferiu neutralidade para legislar em conflitos entre agentes do setor PIRES (2000). Em continuidade à reestruturação legal, a lei 9.648/98 atribui maior consistência à política de reformas ao reunir medidas dispostas em atos regulatórios anteriores, bem como as proposições resultantes do trabalho encomendado à Consultoria Coopers & Librand em 1997, no âmbito do Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (RE-SEB). A lei estabeleceu a flexibilização dos critérios de licitação para construção de novas plantas de geração, que, ao critério do licitante, poderiam ocorrer não somente pelo critério da menor tarifa, como também pelo maior valor de outorga oferecido ou, ainda, por uma combinação destes dois critérios. A lei, com objetivo de estimular a entrada de novos agentes no setor, estendeu o regime de produção independente aos casos de privatização de empresa detentora de concessão ou autorização de geração de energia elétrica.
20 8 Nas questões atinentes à comercialização de energia elétrica, a lei atribuiu a liberdade de contratação de suprimento aos consumidores livres, qualificados como aqueles cuja demanda contratada era igual ou superior a 3 MW e que eram atendidos em tensão igual ou superior a 69kV. A lei dispôs também sobre a obrigatoriedade da comercialização da energia, por meio de contratos bilaterais de longo prazo 3 e curto prazo (mercado spot), estabelecidos no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE). O preço da energia no mercado spot deveria oscilar de acordo com o risco de déficit do sistema e com a capacidade de atendimento da demanda. A mesma lei criou a figura do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O ONS é composto por representantes dos diversos agentes do setor e responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN). No decorrer do longo período de reestruturação legal, o setor elétrico passou por um ciclo de crescimento do consumo não compatível com a velocidade de crescimento da oferta. Durante a década de 80 e 90, enquanto a taxa de expansão da capacidade instalada do sistema passou de 4,8% ao ano para 3,3% ao ano, a taxa de crescimento do consumo, embora também decrescente, manteve-se em patamar superior, passando de 5,9% a.a para 4,1 % a.a. Como não houve racionamento de energia ao longo desta duas décadas, pode-se dizer que o sistema conviveu com uma situação de esgotamento da capacidade excedente. (GIAMBIAGI; PIRES; SALES; 2002) Este descompasso entre as taxas de crescimento do consumo e dos investimentos na expansão da capacidade, combinado a um período de baixo índice de energia afluente no sistema, culminou em grave crise de abastecimento do setor elétrico brasileiro, no ano de Segundo GIAMBIAGI; PIRES; SALES (2002), as raízes da crise de oferta de 2001 estão associadas a quatro fatores: 3 Os contratos de longo prazo tinham duração mínima de dois anos e deviam cobrir, inicialmente, 85% e, mais tarde, após a crise energética de 2001, 95% da necessidade de carga das distribuidoras do mercado cativo.
21 9 Esgotamento do modelo estatal, responsável pela expansão do setor desde os anos 60. O esgotamento do modelo estatal deu-se, em primeiro lugar, devido à crise fiscal do Estado e ao conseqüente declínio da capacidade de investimento da União nos níveis necessários para expansão do sistema e, em segundo lugar, pela manutenção, durante longo período, de um modelo regulatório que não incentivava a busca de eficiência e do baixo custo na geração; Falhas no planejamento da transição do modelo estatal para o modelo privado. O modelo proposto no âmbito do RE-SEB tinha como um de seus pilares a participação intensiva do capital privado na expansão do setor. O ingresso do capital privado no setor, entretanto, em virtude de deficiências regulatórias, não ocorreu na velocidade prevista, o que, combinado a uma retenção de investimentos estatais em função das vésperas da privatização, culminou em período de lacuna de investimentos, que comprometeu, de forma expressiva, a capacidade de armazenamento hidráulico do sistema 4. Problemas contratuais. Segundo os autores, os contratos iniciais, celebrados entre geradores e distribuidores em 1997, herdaram as condições contratuais dos antigos contratos existentes entre estes agentes, onde 100% da demanda estavam contratados, inexistindo margem de segurança para os geradores e incentivo à contratação pelos distribuidores. Adicionalmente, o critério de cálculo da energia assegurada das plantas era baseado, na prática, em risco de déficit de energia próximo de 10%, ao invés de 5%, como considerado atualmente, o que tornava o valor de face dos contratos de suprimento relativamente inflados. No modelo, os agentes de mercado eram obrigados a firmar contratos bilaterais, com prazo não menor que dois anos, para, no mínimo, 85% da sua necessidade de carga. A liberdade para contratar parte da carga no mercado spot e a possibilidade de firmar contratos bilaterais com prazo relativamente reduzidos, quando comparados à extensão do ciclo operacional de usinas de geração de energia elétrica, não incentivava a 4 O relatório da Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica, realizado no âmbito da Câmara de Gestão da Crise Energética (GCE), em 2001, mostrou que o atraso de obras programadas e a não realização dos investimentos previstos nos planos decenais representaram um déficit de armazenamento do sistema Sudeste/ Centro-Oeste e Nordeste equivalente a 41%. Este montante, se fosse somado à capacidade de armazenamento do sistema, de 32% neste período, teria levado o nível de armazenamento do sistema Sudeste/ Centro-oeste e Nordeste, para aproximadamente 73%, nível que evitaria o racionamento. Além do baixo armazenamento, a crise agravou-se pelo aumento do consumo após o Plano Real e pelas condições hidrológicas desfavoráveis nas Regiões Nordeste e Sudeste, que sofreram, respectivamente, a primeira e a segunda maiores secas de suas histórias.
22 10 realização de novos investimentos em geração. Na formulação do modelo vigente à época, idealizou-se que o mercado seria, por si só, capaz de sinalizar a necessidade de expansão da geração. Em outros termos, acreditou-se que o comportamento dos preços da energia no mercado spot, ao refletir o risco de déficit de energia no sistema, dispararia sinais adequados para a necessidade de novos investimentos na ampliação da capacidade instalada do sistema. O que se viu, entretanto, nos anos que antecederam o racionamento de 2001, foi um comportamento de preços de energia que não refletiu a velocidade de esgotamento dos reservatórios hídricos brasileiros Figura [2.1]. Figura 2.1 Relação Histórica entre o Preço e o Armazenamento da Energia (Região Sudeste) Fonte: (CASTRO; 2004) Falta de coordenação entre os órgãos governamentais. Os autores conferem à falta de articulação entre o Ministério de Minas e Energia (MME), a ANEEL, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) e Agência Nacional de Águas (ANA), a não identificação em tempo hábil dos sintomas de gravidade da crise e, conseqüentemente, da necessidade de aportes emergenciais em expansão da capacidade de geração e transmissão. Diante da necessidade de soluções para a crise energética de 2001, o governo federal criou a GCE, entidade interministerial cujo objetivo central era a administração da crise energética de 2001, segundo quatro vetores de atuação: i) racionamento de até 20% no consumo de energia
23 11 elétrica; ii) o desenvolvimento de um programa estratégico de aumento da oferta de energia elétrica; iii) o desenvolvimento de um programa emergencial de aumento da oferta de energia elétrica ( seguro-apagão ) e iv) a promoção da revitalização do setor elétrico. Em junho de 2001, a GCE criou o Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico, com a missão de encaminhar propostas para corrigir disfuncionalidades e propor o aperfeiçoamento para o modelo. Durante a vigência da GCE, o Comitê de Revitalização liderou duas principais tarefas: a implementação do Acordo Geral do Setor Elétrico e a proposição de medidas regulatórias para aperfeiçoamento do modelo. O Acordo Geral do Setor teve como objetivo repor o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão de geradores e distribuidores que haviam sido afetados pela queda expressiva de receita durante o programa de amplitude nacional de redução de consumo de energia elétrica. O Acordo Geral do Setor Elétrico estabeleceu a Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE), que resultou em aumentos de 2,9% na tarifa dos consumidores residenciais e de 7,9% nas tarifas dos consumidores industriais. Além dos aumentos de tarifa, o acordo estabeleceu dois preceitos importantes que contribuíram para redução da percepção do risco associado à atividade no setor. O primeiro promoveu ajustes nas regras de repasse dos custos não gerenciáveis aos consumidores, por parte das distribuidoras, e o segundo estabeleceu o aditivo nos contratos entre geradores e distribuidores, com vistas a reduzir a exposição dos agentes em períodos de racionamento do consumo de energia. Quanto às modificações regulatórias, são apresentadas a seguir, de maneira sintética, as principais medidas apresentadas pela GCE: Implementação da Oferta de Preços: Em substituição ao critério do custo marginal, cujo cálculo se faz por método computacional, baseado em uma única projeção de oferta e demanda e na arbitragem do chamado custo do déficit, que, por definição, não reflete as forças de oferta e demanda impostas pelo mercado, a GCE colocou em discussão um sistema de determinação de preços baseado na oferta submetida por cada agente, que refletiria as intenções e a percepção de riscos de cada agente vendedor e comprador. O modelo baseado na submissão das ofertas de preços pelos agentes de mercado não foi instituído. Comercialização de Energia de Serviço Público: dada a concentração estatal no mercado de geração, de cerca de 70% no ano de 2002, a GCE estabeleceu a obrigação
24 12 da contratação da energia gerada pelas estatais em leilões públicos exclusivamente organizados para este fim. Estes leilões foram chamados de Leilão de Energia Velha e os preços aí praticados refletiriam a estrutura de custos das empresas detentoras de usinas já depreciadas, em geral bastante inferiores àqueles das novas usinas. Esta medida visou assegurar o fluxo de investimento privado em geração, uma vez que a competição direta com as empresas públicas, com ativos já depreciados, inibiria a participação privada. Estímulo à Contratação Bilateral: A GCE, visando reduzir a exposição dos geradores privados à volatilidade de preços do mercado spot, aumentou a obrigatoriedade de contratação de longo prazo dos distribuidores, de 85%, para 95% das suas necessidades de carga. Mudança na Regra do Valor Normativo (VN): o valor normativo configurava o preço limite de compra de energia, até o qual as distribuidoras tinham garantido o direito de repasse de custos para a tarifa dos seus consumidores. Como os empreendimentos não hidrelétricos têm custos mais elevados e o modelo inicial estabelecia valores normativos distintos para cada tipo de geração, os consumidores ficavam expostos a diferentes tarifas, a depender da estratégia de compra da energia da sua distribuidora. A GCE propôs a definição de um único valor de VN para todo o sistema interligado. Na nova proposta, a política de incentivos à diversificação da matriz energética seria dirigida por meio de fundos, cujos recursos seriam utilizados para suprir a diferença entre o custo de geração e o valor normativo único. Realinhamento Tarifário e Abertura das Parcelas das Tarifas de Distribuição: A decomposição da tarifa de energia em serviços de transmissão / distribuição (fio), serviços de comercialização (tarifação e cobrança) e o preço da energia (geração). A abertura permitiria comparação mais apurada entre o custo da energia na condição de consumidor livre e consumidor cativo, incentivando a migração dos grandes consumidores da segunda para a primeira situação. A prática da decomposição tarifária e a conseqüente migração dos grandes consumidores contribuiriam ainda para o rebalanceamento tarifário, eliminando a existência de subsídios entre classes distintas de consumidores. Desverticalização e Limites para Autocontratação: A desverticalização das atividades competitivas (geração e comercialização) daquelas que caracterizam monopólio natural (transmissão e distribuição).
25 13 A partir de 2003, o governo federal extinguiu a GCE e definiu novo marco na reestruturação do setor elétrico brasileiro. As disposições do modelo vigente mantêm os preceitos do extenso período de reformas, bem como das propostas lançadas no âmbito da GCE, mas incorporam sensíveis alterações na base institucional do setor e nas regras para comercialização de energia. O modelo brasileiro vigente foi instituído pelas leis e e será discutido adiante, de forma pormenorizada, no capítulo 3. A seguir, ainda no capítulo 2, em complemento ao histórico de reformas no Brasil, serão abordadas as experiências de reestruturação do setor elétrico dos Estados Unidos, Reino Unido e Chile, três países cujas reformas são tratadas como paradigma de reestruturação do setor elétrico.
26 EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL O Caso dos Estados Unidos 5 A reestruturação do setor elétrico norte-americano é caracterizada por um processo lento e gradual de introdução das reformas oriundas, principalmente, de dois marcos regulatórios: o Public Utilities Regulatory Policy Act (Purpa Act), de 1978, e o Energy Policy Act, de O Purpa Act foi aprovado pelo Congresso Norte-Americano em 1978 e, ainda que tivesse como objetivo primeiro a expansão da oferta de energia proveniente de fontes renováveis, visava reduzir a capacidade instalada das empresas elétricas 6, reduzir o valor das tarifas de eletricidade e estimular a entrada de produtores independentes de energia no mercado. À época da criação do Purpa Act, as tarifas de energia encontravam-se em patamares elevados em função do critério de determinação da tarifa de energia que considerava a remuneração pelo custo do serviço, permitindo que fossem repassados aos consumidores os aumentos nos custos dos insumos e serviços, estimulando as empresas do setor ao sobre-investimento e contrapondo-se à busca por ganhos de produtividade. Como mecanismo paliativo para contenção do processo progressivo de evolução de tarifas, o Purpa Act instituiu o princípio do custo evitado, segundo o qual só seriam autorizados investimentos em novas usinas de geração por parte dos concessionários, se o custo de construção fosse inferior ao custo de aquisição de energia de produtores independentes, denominados Qualifying Facilities 7, que, pelo ato, foram autorizados a comercializar energia com as concessionárias verticalmente integradas. 5 Com base em PIRES (1999). 6 A aprovação do Purpa Act sucedeu um período de intensificação de investimentos em usinas de geração de fonte nuclear. Os investimentos em energia nuclear, por sua vez, foram suscitados por expectativas de forte crescimento da demanda por energia elétrica combinadas a uma projeção de aumento dos preços do petróleo, que em ocorrendo, tornariam a opção pela fonte nuclear economicamente vantajosa. A crise econômica verificada no período fez com que a demanda realizada ficasse posicionada em patamar inferior ao esperado e, consequentemente, gerasse um excesso generalizado de oferta energética no país. 7 As Qualifying Facilities eram caracterizadas como tal por critério de capacidade e tecnologia. No entanto, em vista do critério de determinação tarifária desestimular ganhos de produtividade e a economicidade de novos investimentos, apenas empresas detentoras de um único ativo de geração e que não possuíam ativos de transmissão ou distribuição, como por exemplo, pequenos produtores de fontes renováveis, produtores independentes, autoprodutores e principalmente co-geradores, tornaram-se Qualifying Facilities. Os Qualifying Facilities tinham garantida a compra de toda sua
27 15 Um dos principais legados do Purpa Act foi a diversificação e expansão do mercado de geração, com a entrada dos produtores independentes de energia em ambiente restrito, até então, às tradicionais concessionárias integradas. Em contrapartida, segundo PIRES (1999), o aspecto negativo da implantação do Purpa Act foi o reforço à manutenção do paradoxal fenômeno de sobre-capacidade combinado ao aumento das tarifas, em função de três fatores: i) à forma como muitos estados aplicaram o conceito de custo evitado, o que incentivou a entrada não econômica de várias plantas; ii) ao fato do Purpa Act ter mantido inalterada a política de determinação das tarifas pelo critério da remuneração pelo custo do serviço e, por fim, iii) pela inexistência de mecanismos de garantia de acesso às redes de transmissão e distribuição, fato não impeditivo ao comportamento discriminatório das concessionárias integradas e potencialmente prejudicial à promoção da concorrência no setor. Em 1992, o Energy Policy Act estabeleceu dois preceitos que convergiram para a solução das deficiências verificadas na implantação do Purpa Act, no sentido da promoção da competição no setor e flexibilização das transações de compra e venda de energia: a garantia de acesso não discriminatório aos sistemas de transmissão e a criação de um amplo mercado atacadista de energia. As principais disposições do Energy Policy Act são as seguintes: criação dos Exempt Wholesale Generators (EWG s), cujas características básicas são as seguintes: possuem apenas ativos de geração, não têm obrigações de investimento nem limitações geográficas de atuação como as concessionárias integradas, devem comercializar energia apenas no mercado por atacado e não têm qualquer garantia de venda da energia disponibilizada; instituição de autoridade legal para a Federal Energy Regulatory Commission (FERC) 8 para: garantia de acesso não discriminatório às redes de transmissão, concessão do status EWG e legislação em matérias eventualmente divergentes ou não abordadas nas disposições do Energy Policy Act; incentivos a programas de conservação de energia e de gerenciamento de demanda; energia pelo custo marginal de expansão do sistema ou pelo custo evitado das concessionárias verticalmente integradas. A garantia de compra da energia produzida, atrelada ao baixo custo de produção das novas tecnologias de geração, provocaram a entrada excessiva, sem compromisso com o balanço energético, de plantas de geração. 8 A FERC foi instituída em 1977 e tem como atribuição a regulação dos oleodutos e gasodutos interestaduais, bem como das vendas por atacado de eletricidade e dos serviços de transmissão de energia elétrica. Historicamente, o setor elétrico norte-americano é regulado na esfera federal pela FERC e na esfera estadual pelas Public Utilities Commissions PUC s.
28 16 estímulo à adoção de novo regime tarifário, que contemple o repasse de ganhos de produtividade aos consumidores cativos; definição de critérios de transição para tratamento dos stranded costs 9. Como resposta às disposições regulatórias do Energy Policy Act, verificou-se um aumento da capacidade instalada associado à criação da figura das EWG s, que se proliferaram, diante da possibilidade de ganhos de produtividade advindos da utilização de novas tecnologias de geração 10 e, principalmente, pela opção de concessionárias integradas pela constituição de empresas de geração desverticalizadas, com objetivo de tirar proveito da flexibilidade regulatória de que gozavam as EWG s. De outro lado, em contraposição às disposições do ato regulatório e à expansão do parque gerador, o livre acesso à rede de transmissão dependia da análise da solicitação pela FERC caso a caso, em processos morosos que, conseqüentemente, causavam insatisfação dos novos entrantes. Neste sentido, adicionalmente às proposições do Energy Policy Act, em 1996 e 1997, a FERC, visando assegurar a competição no setor e estimular as transações no mercado atacadista, lançou duas diretrizes 11 complementares cujas medidas, de forma geral, trataram do seguinte: estímulo à constituição de operadores independentes do sistema, pessoa jurídica com a função de operar o conjunto das redes do sistema de transmissão; aplicação de critérios de tarifação transparentes para os serviços de acesso à rede de transmissão e distribuição; 9 Custos relacionados aos investimentos realizados pelas concessionárias para atendimento da totalidade do mercado, em período de regime de monopólio natural, que, em um ambiente competitivo, tornam-se dificilmente recuperáveis. Segundo PIRES (1999), as concessionárias eram estimuladas nos contratos de concessão a antecipar investimentos. Daí o aparecimento dos stranded costs em larga escala. 10 Trata-se especificamente das vantagens da tecnologia de geração de ciclo combinado alimentadas com gás natural (CGCC) em relação às fontes tradicionais carvão e nuclear. Segundo BAYLES (1994) apud PIRES (1999), as inovações tecnológicas na geração alteraram o tamanho, o tempo e o custo de construção das usinas. Nas novas plantas a gás, estes itens apresentavam, respectivamente, 50 a 150MW, o prazo de um ano e o custo de US$ 30-50/MWh, enquanto que, nas tecnologias tradicionais, esses mesmos itens eram de 500MW, 10 anos e US$ 40-70/MWh (carvão) e US$ /MWh (nuclear). 11 As medidas lançadas pela FERC têm caráter diretivo. Não existe autoridade legal para ação imperativa da FERC em temas como funcionamento do mercado atacadista, ou liberação do mercado cativo, nem tampouco, no imbróglio dos stranded costs. A legislação nestes temas está a cargo das PUC s.
29 17 sugestão para a formação de Bolsas de Energia Power Exchange (PX) -, ambiente no qual se realizariam transações de curto prazo de compra e venda de energia entre geradores e consumidores livres. A criação da Bolsa de Energia teve por objetivo formar preços de referência para energia, como forma de auxiliar e incentivar a efetivação de contratos bilaterais de suprimento e como mecanismo de indução de competição no mercado cativo, propiciando o surgimento de agentes intermediários nas transações junto aos consumidores finais; sugestão para cobertura dos stranded costs, por meio de atos autorizativos, no âmbito das PUC s; sugestão de abertura do mercado cativo de energia elétrica para a competição. Nos últimos anos, as reformas postuladas no Energy Policy Act e em suas medidas complementares vêm sendo implementadas, estado a estado, em velocidade e teor distintos. O estado pioneiro na implementação da reforma do setor elétrico foi o estado da Califórnia. Conforme as disposições do ato regulatório, os pilares do modelo californiano são o Operador Independente do Sistema Independent System Operator (ISO), entidade responsável pela segurança do sistema, pela operação das linhas de transmissão e pelo gerenciamento das transações no mercado de curto prazo (spot), e o PX, ambiente onde as transações de compra e venda de energia aconteceriam diariamente. O preço no PX era determinado em intervalos de uma hora pela identificação do ponto de intersecção de curvas de oferta e demanda, formadas, respectivamente, pelos preços de suprimento propostos pelos geradores e pelos preços de compra submetidos pelos comercializadores e distribuidores (U.S DEPARTMENT OF ENERGY; 2003). Conforme descrevem ARITZIA; WATTS (2002), durante o período compreendido entre os anos de 2000 e 2001, o sistema elétrico da Califórnia entrou em forte crise devido a uma combinação de fatores circunstanciais, que provocaram aumentos expressivos do preço da energia e de medidas regulatórias inadequadas, que levaram o sistema ao colapso. Entre os fatores circunstanciais estão: i) um aumento significativo na demanda (crescimento de 12,7% em junho de 2000) devido às altas temperaturas de um dos verões mais quentes da história do estado da Califórnia; ii) crescimento inesperado dos preços de gás natural (mais de 10 vezes entre 1999 e 2000) e iii) uma considerável redução da energia importada devido aos baixos volumes dos reservatórios dos estados localizados ao nordeste do país. Adicionalmente,
30 18 acumulava-se no estado um déficit crescente de investimentos em geração, em função das incertezas de um longo período de reformas iniciados em 1994 e apenas concluído em Entre as medidas regulatórias, os autores destacam duas: como mecanismo para maximizar a competição, não era permitido aos varejistas estabelecer contratos de longo prazo de compra e venda de energia, estes eram obrigados a adquirir toda a energia requerida via transações no mercado diário de energia; congelamento das tarifas de venda de energia no mercado de varejo durante quatro anos. O congelamento que, quando de sua instituição objetivou a recuperação dos stranded costs por parte das concessionárias de distribuição, no período de aumento expressivo da tarifa de suprimento, fez com que as concessionárias de distribuição trabalhassem com margens extremamente reduzidas e até negativas em períodos de pico da tarifa de suprimento. Conforme citam os autores, a manutenção da política de congelamento dos preços no mercado de varejo durante a crise, combinada a um aumento das tarifas de suprimento 12 e à impossibilidade de se estabelecer contratos de longo prazo, que permitissem aos distribuidores protegerem-se das oscilações do preço de energia, deixou os três distribuidores existentes no mercado em posição financeira bastante fragilizada. Assim como ocorrido na Califórnia, o Texas e a Pennsylvania foram estados pioneiros na reestruturação do sistema elétrico, passam pela transição para um mercado elétrico baseado na competição e são apontados também como referências da evolução do processo de implantação das reformas no setor elétrico norte-americano. No Texas, o processo de abertura total do mercado ocorreu no início do ano de 2002 para os consumidores atendidos no âmbito do Eletric Reliability Council of Texas (ERCOT). Como parte das ações de reestruturação, o governo exigiu a venda por parte das concessionárias verticalizadas detentoras de ativos de geração, de 15% de sua capacidade instalada até o prazo 12 O efeito foi maximizado por ações de manipulação de preços de suprimento por parte de grandes empresas de geração. Em maio de 2002, a FERC tornou público memorandos internos da empresa Enron que indicavam ações de manipulação do mercado de energia da Califórnia, por meio dos seguintes vetores: (i) incitação de falsa congestão em linhas de transmissão; (ii) transferência da energia produzida na Califórnia, em operações de compra e venda interestaduais, como forma de driblar o controle de preços no mercado californiano e (iii) ações para agravar períodos de racionamento da oferta, visando aumentar o preço da energia no mercado (THE WASHINGTON POST, 2002).
31 19 máximo de 60 dias antes da abertura total do mercado. No modelo texano, os consumidores com carga superior a 1 MW têm a opção de escolher o agente supridor no mercado competitivo. Para os consumidores com carga inferior a este valor, a energia é fornecida pelas tarifas praticadas no mercado, exclusivamente, pelas concessionárias distribuidoras do mercado cativo (U.S DEPARTMENT OF ENERGY; 2003). A reestruturação do setor elétrico da Pennsylvania é um dos raros casos de abertura total do mercado cativo de energia. O mercado de energia elétrica deste estado é controlado pela Regional Transmission Organization (RTO) que fornece previsões de preço horosazonal de energia para o horizonte de um dia, assim como a programação e o balanço energético para as regiões da Pennsylvania, New Jersey, Maryland e Delaware. Na Pennsylvania, através de um rigoroso programa educativo, decompôs-se a conta de energia elétrica em parcelas provenientes da remuneração pelos serviços de geração, transmissão e distribuição e, por meio da concessão de benefícios sobre a parcela referente à geração na conta de energia elétrica, os consumidores residenciais foram incentivados a escolher o supridor de energia segundo uma perspectiva competitiva de mercado. Desde início das reformas, o preço da energia na Pennsylvania segue trajetória de queda, mesmo diante do crescimento expressivo do preço do gás natural no período (U.S.DEPARTMENT OF ENERGY; 2003) O Caso do Reino Unido 13 O processo de reforma do mercado de energia elétrica do Reino Unido originou-se do Electricity Act de 1989, que combinou ações voltadas para a privatização com desenvolvimento de um arcabouço regulatório pautado na promoção da desverticalização das atividades de geração, transmissão e distribuição, na criação da atividade de comercialização de energia, em mecanismos para criação de um ambiente competitivo na geração e comercialização e em preceitos regulatórios nos segmentos de monopólio natural (transmissão e distribuição). O processo de privatização teve início pela venda dos ativos de distribuição, em 1990, e posteriormente, em 1991, pela venda das centrais de geração. Após a compra dos ativos 13 Com base em PIRES (1999).
32 20 estatais, os novos agentes do setor foram obrigados a assinar contratos de prestação de serviço com vigência de três anos, com vistas a evitar quaisquer sobressaltos no processo de transição para o modelo de base privada (ALENCAR; 1998). A reestruturação do setor elétrico apresentou as seguintes características básicas: Fragmentação dos ativos de geração da Central Electricity Generating Board (CEGB) 14 em três novas empresas: National Power (NP), Power Gen (PG) e Nuclear Electric (NE). As duas primeiras foram privatizadas no ano de 1991 e a terceira permaneceu estatal até 1996, quando foi fundida com a Scottish Nuclear, dando origem a duas novas empresas: a British Energy e a Magnox Eletric, a primeira privatizada no mesmo ano e a segunda mantida estatal; Restrições ao self-dealing 15, como forma de incentivar a concorrência na geração. As distribuidoras poderiam deter ativos de geração, ou contratar energia de geradoras vinculadas, em quantidade suficiente para atendimento de, no máximo, 15% de seus mercados; Desverticalização das atividades de geração e transmissão, com criação de empresa específica para a transmissão, a National Grid Company (NGC), que absorveu os ativos de alta-tensão da CEGB; Criação do segmento de comercialização de energia para o consumidor final. Segundo cronograma de abertura do mercado estabelecido pelas reformas: já em 1990, todos os consumidores com carga máxima superior a 1MW poderiam aderir ao mercado livre de energia; a partir de 1994, este limite seria reduzido para 100kW e, a partir de 1998, qualquer consumidor teria a possibilidade de escolha de seu fornecedor. Para que os objetivos de liberalização fossem atingidos, o regulador estabeleceu a obrigatoriedade de livre acesso às redes de distribuição de energia elétrica; Criação do mercado atacadista de energia. O órgão responsável pela organização do ambiente de comercialização definiria o preço de energia no mercado spot, pelo cruzamento das ofertas de preço declaradas pelos geradores com capacidade de carga superior a 10MW, para cada meia hora do dia seguinte, com a curva de demanda, obtida pelo tratamento de informações sobre o comportamento passado de distribuidores, comercializadores e consumidores livres. Uma vez balanceada a 14 A CEGB foi criada em 1956 e, até 1989, respondeu pela geração e transmissão de cerca de 95% da energia comercializada no Reino Unido. 15 Termo utilizado no mercado de energia elétrica para designar a comercialização de energia entre empresas do mesmo grupo econômico.
33 21 configuração de oferta e demanda do sistema, o preço marginal do sistema é o valor correspondente à maior oferta de preço validada, ou seja, a oferta submetida pela planta cuja capacidade completa a quantidade demandada, segundo uma hierarquia de preços crescentes. Uma vez definido o preço marginal do sistema, este é o preço que remunera todas as centrais geradoras, independente do valor ofertado anteriormente; Possibilidade de estabelecimento de contratos bilaterais de compra e venda de energia, visando à proteção aos riscos de oscilação de preços no pool. No sistema inglês, as diferenças contratuais são liquidadas no mercado atacadista ao preço spot (contract for diferences) 16. Dois tipos de contratos são os mais usuais: dupla opção e simples opção contra o pool. No primeiro caso, nas situações em que o preço no pool é superior ao preço de contrato, o gerador compromete-se a ressarcir o distribuidor / grande consumidor a diferença. Nas ocasiões inversas, isto é, quando o preço do pool é inferior ao do contrato, o distribuidor / grande consumidor compromete-se a reembolsar a diferença ao gerador. No segundo tipo de contrato, apenas o gerador fica com o compromisso, assumindo o risco de arcar com a diferença no evento de os preços no pool serem superiores aos do contrato (ALENCAR, 1998). A base para inserção da competição no mercado inglês seria o adequado funcionamento do pool, promovendo a redução de barreiras para entrada de novos agentes neste segmento, concentrando, para tanto, a maior parte da energia comercializada e sinalizando preços referenciais para contratação de energia no longo prazo. Segundo PIRES (1999), os motivos que inibiram o funcionamento do pool, que, nos dez primeiros anos de funcionamento, registrou um volume de transações correspondente a apenas 10% do total de energia comercializada no mercado, foram a dificuldade de modelagem do preço spot de energia, a possibilidade de estabelecimento de contratos bilaterais 17 e a elaboração de contratos iniciais para suprimento das indústrias de carvão e energia nuclear A prerrogativa de liquidação das diferenças ao preço spot, presente nos contratos de compra e venda de energia de longo prazo firmados no modelo inglês está, também, incorporada ao modelo regulatório brasileiro vigente, que será discutido no capítulo Os novos entrantes no segmento de geração garantem a compra da totalidade de sua energia via contratação bilateral, o que torna a oferta de energia no pool, quase que exclusivamente, proveniente das empresas National Power e Power Gen. O fato dos demais geradores evitarem o pool, pode ser lido como causa e efeito, da manipulação, segundo práticas anticompetitivas, do mercado spot pela National Power e Power Gen. 18 Exigência de estabelecimento de contratos iniciais, com prazo de três anos, visando proteger indústrias de carvão e nuclear. Estes contratos estabeleciam as seguintes obrigações: i) compra de carvão da British Coal pela NP e PG; ii) aquisição de energia nuclear pelas distribuidoras do mercado cativo; iii) obrigação de aquisição de toda energia gerada pela NP e pela PG, proveniente da fonte
34 22 No início de 2001, o regulador do sistema elétrico britânico criou uma nova forma de comercialização de energia, abandonando o sistema atacadista vigente desde início da implantação das reformas. As transações no novo modelo de mercado ocorreriam no ambiente de transações denominado New Electricity Trading Arrangement (NETA). A principal mudança em relação ao antigo pool foi a substituição da sistemática de determinação do valor da tarifa de energia, que passou a considerar o preço efetivo da oferta submetida por cada um dos geradores. Na nova sistemática, o sistema elétrico é dirigido pelas forças de oferta e demanda, diferentemente da configuração anterior do pool, onde a NGC tinha como parte de suas responsabilidades a previsão da demanda no mercado de curto prazo, a garantia da suficiência de suprimento, bem como a determinação do preço marginal do sistema. Os direcionadores da mudança da sistemática de funcionamento do pool foram, primeiro, a insatisfação dos consumidores com o comportamento dos preços da energia que, mesmo em períodos de queda acentuada dos custos de geração, caíram muito pouco e, segundo, com as ações de manipulação sobre os preços, que se evidenciavam nas transações efetuadas no mercado. A antiga sistemática, em função de o preço transacionado ser fixado com base na maior oferta de preço de energia, tornava o ambiente de negociação suscetível à manipulação por parte dos geradores, dado que estes só teriam a ganhar elevando suas ofertas e influenciando o estabelecimento do preço marginal de energia em alto patamar. A expectativa era que a nova configuração do pool reduzisse a probabilidade de manipulação e concentração de mercado. O NETA também contemplou, em sua criação, a permissão para operações de derivativos e futuros, propiciando nova maneira de proteção aos agentes do pool contra flutuações do preço de energia. O método de tarifação dos serviços de monopólio natural nos segmentos de transmissão e distribuição passou, após as reformas, a ser arbitrado pelo regime Price Cap. O método de tarifação pelo Price Cap substitui o critério de determinação pela remuneração fixa sobre o custo do serviço que, conforme já discutido anteriormente, não incentiva ganhos de carbonífera, por parte das distribuidoras do mercado cativo, com objetivo de não criar desvantagem competitiva para o duopólio frente aos eventuais novos entrantes. Após o término dos três anos, tanto as distribuidoras, dentro do limite de verticalização permitido, como a NP e PG deram início a construção de usinas geradoras de ciclo combinado alimentadas a gás natural (tecnologia de maior eficiência produtiva).
35 23 produtividade e estimula o sobre-investimento por parte dos agentes distribuidores e transmissores. Além do estímulo aos ganhos de produtividade na prestação do serviço e à possibilidade de repassá-los ao consumidor final, o método Price Cap tem o benefício de redução da exposição do regulador aos riscos de assimetria de informações e da eliminação dos custos associados a controles e processos de fiscalização, necessários para determinação do valor da tarifa pelo critério de remuneração pelo custo do serviço, onde a determinação da tarifa exige a auditoria rotineira por parte do regulador sobre os custos incorridos pela entidade prestadora dos serviços. O método Price Cap, na sua concepção básica, contempla a definição de um preço-teto para o serviço prestado, indexado a determinado índice de preços ao consumidor, menos um fator X, equivalente ao repasse de ganhos de produtividade para um período prefixado de anos. A aplicação deste mecanismo no mercado elétrico inglês contempla, adicionalmente, um fator Y de repasse de custos para os consumidores, associado à parcela de custos considerados não gerenciáveis (por exemplo, impostos e preço de insumos, bens e serviços que compõe a cadeia de fornecimento), resultando na seguinte equação para determinação do reajuste tarifário: IP X+Y, onde IP índice de preços ao consumidor; X fator de produtividade e Y fator de repasse de custos não gerenciáveis. A adoção do fator Y gerou críticas, sob o ponto de vista do consumidor final, uma vez que a aplicação de tal fator estaria impedindo o repasse proporcional da redução de custos de insumos e serviços de geração às tarifas de energia. O método Price Cap, em contraponto ao método da taxa de retorno pelo custo do serviço, tem como viés a tendência ao sub-investimento em incremento de qualidade, uma vez que tais imobilizações implicariam em elevações do nível de custos das empresas sem a contrapartida tarifária no curto prazo, fazendo com que o retorno para tais investimentos só se realizassem pela via de ganhos de produtividade no longo prazo. Para contorno de tal situação, o regulador inglês criou dois mecanismos regulatórios complementares ao Price Cap. O primeiro, denominado Padrão Garantido (Guaranteed Standards), obriga os agentes comercializadores ao pagamento de compensação financeira aos consumidores, para o caso em que não forem cumpridos os preceitos do serviço padrão definido pelo regulador. O segundo, traduzido para o português como Competição por Comparação (Yardstick Competition), estabelece a comparação entre os padrões de desempenho das empresas de mesmo segmento - benchmarking, por meio da divulgação periódica aos consumidores de um ranking de performance.
36 O Caso do Chile 19 O mercado elétrico chileno foi também um dos primeiros mercados a iniciar os movimentos de reestruturação, no ano de A base do modelo elétrico chileno é o Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), que tem, ao seu cargo, o controle do sistema de transmissão, a determinação do despacho centralizado e o cálculo do preço horosazonal da energia no mercado spot. O mercado chileno tem peculiaridades quanto a formação dos preços de energia elétrica. Os consumidores com carga superior a 500kW, chamados consumidores livres, negociam seus preços diretamente com geradores ou distribuidores. Os consumidores regulados pagam uma tarifa composta por uma parcela associada à remuneração pelos serviços de geração, mais uma parcela variável correspondente à remuneração pelos serviços de distribuição. A parcela de geração, denominada preço de nó, é definida semestralmente pelo regulador e forma-se a partir de duas componentes, uma referente à remuneração pela energia gerada e outra à remuneração pela potência disponibilizada no sistema. A primeira é calculada com base na média das projeções dos custos do sistema para um horizonte de fornecimento de quatro anos e a segunda é determinada com base no custo de investimento para expansão do sistema, tomando como referência a planta existente no sistema cuja tecnologia apresente maior eficiência. Até maio de 2005, o preço de nó, definido semestralmente pelo regulador, foi a base para o cálculo do preço da energia que remunera os agentes de geração. Contudo, em maio de 2005, o governo chileno alterou a sistemática de determinação da tarifa ao instituir a lei , que obriga as concessionárias de distribuição de energia elétrica a manter disponível 100% da energia necessária para suprimento de seus mercados, em um horizonte de três anos, considerando sua capacidade própria de geração e contratos de suprimento de longo prazo, firmados com, ao menos, três anos de antecedência à data de início de suprimento. 19 Com base em ARITZIA; WATTS (2002).
37 25 Conforme dispõe a lei, os contratos de suprimento devem ser firmados com agentes de geração, selecionados por meio de leilão público regulado, por critério de menor preço. Os contratos firmados nos leilões têm duração de até 15 anos e preços fixos, indexados à evolução de determinado índice de inflação. Os leilões de energia devem, gradualmente, contribuir para o aumento da percepção de segurança sobre investimentos em geração, à medida que eliminam gradualmente a incerteza associada às revisões semestrais do preço de energia, impostas pelo regulador, na sistemática anterior. O mercado de energia chileno contempla ainda o mercado spot, ambiente de transações de compra e venda entre geradores, onde o preço de energia é definido em intervalos de uma hora pelo operador do sistema e deve estar baseado no custo auditado da planta cuja oferta supre o pico de demanda do sistema. O sistema elétrico chileno opera com um determinado grau de sobre-oferta, como medida para manutenção da segurança do sistema. A legislação estabelece, para determinação do nível de sobre-oferta, o parâmetro denominado Margen de Reserva Teórico (MRT), fixado pelos reguladores. Ao final de cada ano, o MRT é aplicado para balanço anual de energia gerada pelo sistema, efetuado pelo CDEC, onde são identificados os déficits e excedentes de cada agente gerador frente aos compromissos por estes firmados, originando, se necessário, a transferência de pagamentos por energia entre geradores do sistema. Ainda, como medida para gerenciamento de períodos de insuficiência de oferta, o regulador estabeleceu o mecanismo de compensação tarifária, segundo o qual o gerador deve compensar os consumidores regulados, por meio das distribuidoras do mercado cativo, quando não cumprir as obrigações de suprimento firmadas. O preço do kwh não suprido é fixado pelo regulador e representa uma estimativa do custo incorrido pelo consumidor pelo não recebimento da energia. O estabelecimento da tarifa pelo não suprimento tem dois objetivos básicos: evitar que os geradores estabeleçam contratos cujos montantes superem sua capacidade de fornecimento e expor o consumidor ao custo global efetivo da energia, considerando as situações de suprimento insuficiente. Para melhor entendimento das transações no mercado elétrico chileno, estão listadas abaixo as principais ações comerciais de cada agente: Geradores
38 26 Compram e vendem energia junto aos demais geradores no mercado spot; Vendem energia aos consumidores livres (com carga superior a 500kW) por preços negociados livremente em contratos bilaterais; Vendem energia aos distribuidores, que operam no mercado cativo; Pagam tarifa ao operador do sistema de transmissão, proporcional à energia injetada no sistema; Pagam tarifa ao operador do sistema de transmissão, proporcional à quantidade de energia retirada do sistema para atendimento dos consumidores livres; Pagam tarifa ao operador do sistema de transmissão, proporcional à quantidade de energia retirada do sistema para atendimento dos consumidores regulados. Transmissores Proprietários dos Ativos de Transmissão Cobram pelo uso do sistema, de acordo com as quantidades de energia disponibilizada e retirada do sistema. Distribuidores Pagam tarifa aos geradores pela energia disponibilizada na rede de distribuição; Recebem tarifa dos clientes regulados pelo uso do sistema de distribuição; Recebem tarifa dos consumidores livres (clientes diretos dos geradores) pelo uso do sistema de distribuição; Transferem aos clientes regulados a tarifação correspondente ao preço de nó, devido aos geradores. Atualmente, o sistema elétrico chileno tem capacidade instalada de aproximadamente MW, transportadas via dois sistemas interligados de transmissão. A matriz energética do país é composta em proporção aproximada de 50% pela fonte hidrelétrica, 33% pela fonte térmica a gás natural e o restante pela fonte térmica a carvão (BARROSO; BLANCO; RUDNICK;2005).
39 27 3. NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO 3.1 ESTRUTURA O governo brasileiro, através das leis e , aprovadas em março de 2004, estabeleceu as diretrizes para o funcionamento do novo modelo do setor elétrico brasileiro. Os objetivos da criação do novo modelo, segundo o Ministério das Minas e Energia (MME), são assegurar a eficiência na operação e prestação do serviço aos consumidores, garantir a modicidade tarifária e criar um ambiente regulatório estável que seja estímulo à concorrência, mostre-se atrativo ao ingresso de novos investimentos privados no setor e que mantenha orientação para as funções de planejamento setorial de longo, médio e curto prazos. A nova estrutura institucional do modelo elétrico brasileiro está orientada para as funções de planejamento setorial, segurança de suprimento, regulação e fiscalização. Conforme MME (2003), a nova estrutura conta, sem hierarquia, com as entidades abaixo - Figura [3.1]: Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) órgão de assessoria da presidência da república, multi-ministerial, presidido pelo ministro de minas e energia, cujo objetivo é a formulação de políticas nacionais e diretrizes de energia, visando, dentre outros, o aproveitamento racional dos recursos energéticos do país, a revisão periódica da matriz energética e a definição de diretrizes para programas setoriais específicos. Ministério das Minas e Energia (MME) ministério cuja função é a formulação e implementação, no âmbito federal, da política energética nacional. Empresa de Pesquisa Energética (EPE) empresa pública federal vinculada ao MME, que tem como missão atuar nos estudos voltados para o planejamento energético nacional, associados às projeções da composição da matriz energética nacional, do balanço energético nacional, do aproveitamento ótimo dos recursos hídricos, do licenciamento ambiental e, por fim, do planejamento da expansão da geração e transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazos.
40 28 Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) grupo instituído sob coordenação do MME, que tem como finalidade assegurar a continuidade e a segurança do suprimento de energia no país. Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) autarquia, também vinculada ao MME, que tem por objetivo a fiscalização e regulação das funções de geração, transmissão, comercialização e distribuição de energia elétrica em todo o território nacional. Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que, sob regulação e fiscalização da ANEEL, tem como objetivo o controle das funções de geração e transmissão no Sistema Interligado Nacional (SIN). Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que, sob regulação e fiscalização da ANEEL, tem como objetivo a gestão dos processos de contratação de compra e venda de energia no novo modelo. CNPE Conselho Nacional de Política Energética CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico MME Ministério das Minas e Energia EPE Empresa de Pesquisa Energética ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica Figura 3.1 Estrutura Institucional do Setor Elétrico O setor elétrico opera segundo quatro segmentos de negócios com características específicas e graus distintos de regulação: Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização.
41 29 O segmento de geração pode ser classificado como ambiente de competição controlada. A entrada de novo agente requer a autorização ou concessão do Poder Público. A concessão de uso pelo Poder Público ocorre em processos de licitação pública, cujo critério preponderante de julgamento de propostas é o menor preço para energia destinada ao atendimento do consumidor regulado. O agente gerador pode comercializar energia em dois ambientes de mercado, o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente de Contratação Livre (ACL) Figura [3.2]. As novas concessões exigem destinação de um percentual mínimo da energia produzida ao atendimento dos consumidores regulados. GERAÇÃO (Ambiente Competitivo) Preços de Suprimento Resultante dos Leilões Preços de Suprimento Negociados Livremente Ambiente de Contratação Regulada ACR Distribuidora Ambiente de Contratação Livre ACL Consumidor Livre Figura 3.2 Ambientes de Comercialização de Energia Elétrica Fonte: BRASIL (2003) No ACR, o regulador exerce maior pressão sob as condições das transações de compra e venda de energia, em teoria, com objetivo de compatibilizar modicidade tarifária e atratividade de novos investimentos. No ACL, as transações são direcionadas pelas forças de mercado, firmadas bilateralmente entre agentes compradores e vendedores, sem intervenção do regulador.