RESUMO DO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO: AVALIAÇÃO DOS RISCOS E INCERTEZAS DE CONTRATAÇÕES DAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA

O principal objetivo dessa nova estrutura é o atendimento pleno da demanda ao menor custo. As formas de contratação, como no chamado Ambiente de Contratação Regulada (ACR), Ambiente de Contratação Livre (ACL) e Mercado de Curto Prazo, possuem vários fatores que provocam um cenário de incertezas aos agentes contratantes. Neste sentido, o estudo visa avaliar esse cenário para as empresas distribuidoras nos processos de comercialização diante do atual setor elétrico brasileiro. A importância de estudos de avaliações do comportamento das contratações de energia por parte das empresas distribuidoras contribui para a confirmação dos aspectos positivos do Novo Modelo do Setor Elétrico de 2004, assim como também ressalta a presença de incertezas enfrentadas pelas organizações, muitas vezes reflexos de problemas ambientais e políticos, como a escassez de água e a atual economia do país.

O presente trabalho tem como objetivos, de acordo com as circunstâncias supracitadas, descrever as principais características históricas e atuais do setor elétrico brasileiro, além de comparar essa realidade com o cenário internacional visando certificar a adaptabilidade de modelos em meio a diferentes condições de contorno. Enquanto isso, o MME tinha como objetivo suportar os estudos e diretrizes do setor elétrico, e a Eletrobrás a centralização do planejamento para o financiamento e expansão da oferta de energia. De acordo com Tolmasquim (2011), o setor elétrico obteve alto crescimento nas décadas de 60 e 70 graças a políticas do IUEE, tais como o empréstimo compulsório e a receita garantida. Com essas duas fontes de recurso mais o imposto único, foi possível desenvolver várias medidas para a expansão do setor, conferindo sucesso ao modelo estatal até os últimos anos de 1970.

A década de 1980 propiciou diversos problemas para o cenário do setor elétrico brasileiro. Dentre eles, é possível citar o enfraquecimento do Estado na capacidade energética e a impotência das empresas frente a crise econômica e fiscal nacional. Este órgão foi fomentado pelo Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (RE-SEB), também em 96 pelo Ministério de Minas e Energia. Segundo Tolmasquim (2011), os principais resultados da RE-SEB seria o MAE Mercado Atacadista de Energia) e a ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), responsáveis pela estruturação de um mercado desverticalizado e pela oferta física de energia efetuada por agente independente, respectivamente. O objetivo do novo modelo era aumentar a competitividade na geração e distribuição de energia por meio da privatização.

Entretanto, devido a privatização de distribuidoras estatais, aumentou-se a demanda por energia, porém, não garantiu que os avanços em termos de capacidade de oferta fossem adequadamente desenvolvidos. Wachsmuth (2014) revela que uma das características do setor elétrico é possuir tempo de maturação, normalmente de 3 a 5 anos, visando evitar que alterações positivas de demanda não sejam acompanhadas pela expansão da oferta. O CCEE caracteriza os agentes no processo de comercialização de energia em 3 categorias: geração, comercialização e distribuição. Os consumidores atendidos pelos agentes de distribuição podem ser divididos em dois grupos: cativos e potencialmente livres. As empresas geradoras de energia elétrica devem, por meio de um lastro físico, expor a garantia de que possuem capacidade de suprimento energético, definido pelo Ministério de Minas e Energia (MME) em conjunto com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Dessa forma, em sua grande maioria, a garantia física de uma usina brasileira é expressa em MWh/ano, sendo obtida por procedimentos de otimização realizado pelos órgãos competentes, com a consideração de históricos de séries hidrológicas. É importante citar o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), responsável pelo compartilhamento dos riscos hidrológicos vividos pelos agentes geradores. e da Lei no 12. que permite destinação de toda garantia física de energia da geradora para comercialização dentro do mercado regulado no formato de cotas, cuja alocação às distribuidoras seria feita por intermédio da ANEEL. Outro destaque são: o Contrato de Energia de Reserva (CER) e o Contrato de Uso de Energia de Reserva (Conuer). Ambos referem a comercialização de energia de reserva, entretanto o primeiro se dá entre os agentes vendedores e a CCEE, e o outro entre CCEE e os agentes consumidores do ACR ou ACL.

Pode-se citar como processos licitatórios do CCEE os Leilões de Energia Existente (LEE), Leilões de Energia Nova (LEN), Leilões de Fontes Alternativas (LFA) e os Leilões de Projetos Estruturantes (LPE24). Sobre as contratações de varejo, conforme mostra o estudo “Tendências para a comercialização de energia elétrica”, publicado em 2014 pelo Grupo de Estudos do Setor Elétrico (GESEL), países europeus como Alemanha e Reino Unido são iatambém demonstram altos índices de contratação livre de energia, ou seja, sem vinculação direta com a distribuidora. Apesar disso, o mercado europeu ainda vive um grande desafio de estabelecer um mercado único de energia no continente. O principal desafio está na diferença do nível de liberação dos países e das restrições nas interconexões dos sistemas de transmissão (MAYO, 2012).

Observa-se diferenças no modelo brasileiro e europeu, principalmente no que tange a contratações livres e transações no mercado regulado. Entretanto, tais diferenças não devem ser comparadas inferiorizando o Brasil, pois as circunstâncias dos países são distintas e, segundo Geseld (2014), o modelo brasileiro é referência mundial por incentivar desenvolvimento de novos projetos de energia renovável, graças a natureza prioritariamente hidráulica da matriz energética. Os riscos estratégicos são de responsabilidade dos gestores, visto que atuam sobre a competitividade da organização. Os riscos não estratégicos estão associados às variações macroeconômicas e geopolíticas. E, por fim, os riscos financeiros se vinculam a possíveis flutuações de parâmetros da empresa, que podem ser divididos em subgrupos: riscos de mercado, riscos de crédito, riscos de liquidez, riscos operacionais e riscos legais.

Antes do processo de tomada de decisão por parte dos gestores, Lima (2015) define que os fatores de incerteza devem ser identificados, mensurados e avaliados. Damodaran (2009), cujo possui mesma linha de pensamento, apresenta três importantes técnicas de mensuração de riscos: a análise de cenários, a árvore de decisão e a simulação, sendo esta última exposta como a mais completa. As equações 3-7, 3-8 e 3-9 calculam o preço do déficit ou subcontratação, nas quais são analisados os valores de PLD e VR. As equações de número 3-10 a 3-17 calculam, dentre vários outros, os montantes de redução de mercado não acumulado no ano T e cenário K, e o montante de redução de clientes livres não acumulado no ano T e cenário K (RCLIVNAt,k), onde são aplicados o raciocínio de acumulação ao longo dos anos para os montantes de energia transacionados entre as distribuidoras no mecanismo de compensação de sobras e déficits.

Deduz-se que o preço das reduções de mercado e de clientes livres, PRED (Equação 3-1) está diretamente relacionado aos valores definidos nos CCEARs de energia existente da distribuidora, enquanto PMCSDC e PMCSDV, dependem dos valores dos contratos transacionados entre as distribuidoras. Por meio das equações 3-18 e 3-19 são analisadas as restrições de contratação dos leilões de ajuste e A-1. Todas essas equações configuram um modelo estocástico cujo objetivo é auxiliar as distribuidoras quanto aos seus custos, buscando a melhor estratégia de aquisição. Em síntese, estas medidas se direcionam à ampliação de meios para que as distribuidoras ajustem seus portfólios de contratos com foco em mitigar ou eliminar a sobrecontratação passível de penalização, devendo-se considerar o impacto das medidas na dinâmica do setor como um todo.

Ressalta-se a importância dos agentes do setor elétrico de manterem-se atentos à evolução das tratativas apresentadas atualmente, a fim de se avaliar suas formas de aplicação e suas continuidades. Além disso, pode-se salientar que direcionar o foco de análise para as condições mais latentes sem deixar de lado possíveis e significativas mudanças de comportamento do setor e do país parece ser o grande desafio das distribuidoras em suas estratégias de contratação. CONCLUSÃO O contexto histórico do setor elétrico nacional, como exposto anteriormente, nos mostra que este é marcado por constantes mudanças, impactando e sendo impactado pelo cenário amplo de desenvolvimento do país, desde quando o Estado tinha total poder sobre o setor até a desestatização e criação do Novo Modelo do Setor Elétrico.

Comparando o setor elétrico do país com os vigentes no exterior, conclui-se que apesar de países como EUA, Alemanha e Reino Unido possuírem grandes mercados bilaterais no atacado e consumo livre no varejo, o Brasil favorece a expansão de fontes alternativas de geração que necessitam de investimentos de longo prazo, o que vem sendo um importante desafio para os mercados mais liberalizados.