Este artigo tem por finalidade apresentar aos leitores considerações sobre a comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Livre (ACL), setor de extrema relevância para as empresas que buscam competitividade em seus respectivos mercados e que, a cada mês, movimenta recursos financeiros superiores a 2 bilhões de reais.

Por se tratar de uma área ainda pouco experimentada por uma razoável parcela dos profissionais do direito, antes de iniciar as discussões de ordem jurídico-regulatória que motivaram a produção do presente trabalho, faz-se necessário oferecer um panorama geral do marco legal em vigor.

 

I. A instituição do Ambiente de Contratação Livre

 

Historicamente, as atividades associadas ao setor elétrico brasileiro eram, em regra, desenvolvidas por sociedades controladas pelo poder público. As bases para a abertura do setor à iniciativa privada foram criadas a partir da Emenda Constitucional nº 6, de 15.08.1995, que admitiu o aproveitamento e a exploração dos potenciais de energia hidráulica por empresas constituídas sob as leis brasileiras, mediante autorização ou concessão da União.

De agosto de 1996 a novembro de 1998, foi desenvolvido o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (RESEB), um trabalho conjunto de consultores internacionais e de mais de três centenas de técnicos do setor. Dentre as proposições apresentadas pelo grupo, encontrava-se a criação da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, do Mercado Atacadista de Energia – MAE[1] e do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.

Além disso, recomendava-se a privatização de empresas estatais e a desverticalização dos segmentos da cadeia de energia elétrica (geração, transmissão, distribuição e comercialização), atividades que eram exercidas por agentes estatais monopolistas.

Por suas características de monopólio natural, os segmentos de distribuição e de transmissão foram disciplinados como regime jurídico dos serviços públicos (via contratos de concessão), enquanto que as atividades de geração e de comercialização, mais afeitas à concorrência, foram reguladas como atividades econômicas de relevante interesse público (sujeitas a títulos habilitantes diversos).

Nesse cenário de remodelação do setor elétrico e em linha com as propostas do RESEB, advieram as Leis (i) nº 9.074/1995, que estabeleceu as bases para a outorga de concessões e autorizações, (ii) nº 9.427/1996, que instituiu a ANEEL[2] e disciplinou o regime de concessões de serviços públicos de energia elétrica; e (iii) nº 9.648/1998, que, dentre outras medidas, criou o MAE e o ONS[3].

A nova estrutura setorial foi aperfeiçoada alguns anos depois, mediante a promulgação da Lei nº 10.848/2004 e dos Decretos nº 5.163/2004 e nº 5.177/2004, que dispõem especificamente sobre a comercialização de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autorizados de serviços e instalações de energia elétrica, bem como destes com os consumidores.

 

II. Linhas gerais sobre o funcionamento do setor

 

As relações jurídicas entre os agentes podem ocorrer (i) no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), quando, em regra, tratar-se da compra de energia elétrica por concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição de energia elétrica; e (ii) no Ambiente de Contratação Livre (ACL), mediante operações de compra e venda de energia elétrica envolvendo agentes concessionários e autorizados de geração, comercializadores e importadores de energia, assim como os consumidores livres e especiais.

Os grandes consumidores de energia elétrica (indústrias, shopping centers, hospitais, entre outros) podem participar do ACL como consumidores livres, ao passo que os consumidores residenciais e comerciais de pequeno porte, denominados “consumidores cativos”, integram o ACR.

A comercialização de energia elétrica possui uma dinâmica bastante peculiar se comparada a outros mercados: em decorrência da impossibilidade de conectar a unidade de geração de cada vendedor à unidade consumidora de cada comprador, a transferência da energia não se realiza diretamente entre as partes contratantes.

Nesse sentido, como não existe a entrega física da energia, as transações são registradas em um sistema computacional gerenciado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, que, mensalmente, realiza a contabilização da totalidade de energia (i) gerada e/ou comprada; e (ii) consumida e/ou vendida pelos agentes.

Aqueles que consumiram ou venderam um volume maior de energia do que geraram ou compraram, serão considerados devedores da liquidação financeira a ser realizada pela CCEE. Por outro lado, aqueles que geraram ou compraram mais energia do que consumiram ou venderam, assumirão a posição de credores na referida liquidação.

Assim, todos os meses se apuram diferenças na contabilização, que nada mais representam do que a identificação dos agentes que deverão pagar determinados valores, por terem utilizado mais energia do que foram capazes de gerar ou comprar. Durante o processo de liquidação financeira, esses recursos são transferidos diretamente à CCEE que, por sua vez, repassa-os aos agentes credores. Esse mecanismo é conhecido como “Mercado de Curto Prazo – MCP” ou “Mercado Spot”.

Como as partes devedoras e credoras no Mercado de Curto Prazo não estabelecem negociações bilaterais, a liquidação financeira é realizada com base no Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), conforme previsto no art. 57 do Decreto 5.163/2004. Esse valor é calculado pela própria CCEE, por intermédio de sistemas computacionais específicos, periodicamente alimentados pelo Operado Nacional do Sistema Elétrico – ONS, levando em consideração diversas variáveis, como a configuração hidráulica, térmica e eólica, as previsões de carga e de vazões, o estado dos reservatórios, as restrições operativas, as curvas de valor do risco de déficit e a curva de aversão ao risco.

A partir da conjunção de todas as variáveis, os programas apresentam previsões estatísticas sobre o comportamento dos preços da energia elétrica nos meses e anos subsequentes, os quais irão impactar todos os agentes do mercado em suas decisões sobre o momento oportuno para a construção de novos empreendimentos de geração, para a contratação de energia, prazos de fornecimento, montantes, exposições ao PLD, entre outras.

Em virtude dessa ampla base de dados utilizada para a formação do PLD, os resultados extraídos dos modelos computacionais de operação do sistema interligado também exercem uma poderosa influência sobre os preços da energia elétrica negociados no mercado livre, servindo como parâmetro para a adoção de estratégias comerciais pelos agentes, seja de curto ou longo prazo.

 

III. Interferência estatal em prejuízo ao ACL

 

Se, via de regra, os agentes assumem posições contratuais de compra e venda de energia abalizados no comportamento do PLD, seria de se esperar que a variação desse preço seguisse uma lógica única e exclusivamente associada a preceitos previamente definidos pela regulamentação – e de pleno conhecimento de todos.

Quando essa lógica não é respeitada, subverte-se todo o trabalho de inteligência e planejamento criteriosamente desenvolvido pelos agentes, que, em determinado momento, resultaram na contratação de energia. Nesses casos, as abruptas mudanças nos patamares de preço conduzem não apenas à perda sistemática de eficiência do livre mercado como a uma intrincada e crescente judicialização do setor, como se verá adiante.

Por suposto, a comercialização de energia possui riscos consideráveis e inerentes à atividade. Reflita-se na hipótese em que um determinado agente comercializador decide vender energia sem o respectivo lastro, programando-se para compra-la meses depois (às vésperas do início do suprimento), por confiar que se desenhará um quadro de queda nos preços e, consequentemente, de maximização dos seus resultados.

Caso se apresente um cenário de poucas chuvas adiante (com a subsequente redução na oferta), tal agente estará obrigado a comprar a energia em questão a um preço mais elevado, incorrendo em prejuízo na operação. Conclui-se, assim, que a hidraulicidade desfavorável não deve ser utilizada como escusa ao adimplemento de obrigações assumidas pelos agentes, como se verifica expressamente nos contratos de compra e venda de energia padronizados pelo mercado.

Quando, contudo, as entidades que regulamentam o setor resolvem modificar as regras em vigor – muitas vezes, na tentativa de solucionar problemas conjunturais – o ônus dessa decisão acaba por recair sobre os agentes, que abraçaram estratégias a partir de um contexto de mercado que subitamente deixou de existir.

Desse ponto em diante, passemos à apresentação de alguns casos concretos com a finalidade de demonstrar como decisões governamentais podem prejudicar severamente o desenvolvimento do mercado livre de energia elétrica e intoxicar o ambiente de negócios no Brasil.

 

a) Caso 1: redução de disponibilidade das térmicas

 

No ano de 2004, o Governo Federal e a Petrobras lançaram o Programa de Massificação do Uso do Gás Natural encorajando a ampliação do consumo do gás natural no Brasil, face às novas descobertas na ordem de 419 bilhões de metros cúbicos.

Extremamente sensíveis a sinalizações que remetem à eficiência e à redução de custos, as indústrias passaram a investir consideráveis recursos para converter suas unidades e utilizar gás natural em seus respectivos processos de produção. No mesmo sentido, novas plantas industriais foram erigidas e veículos automotores transformados.

Ainda nesse ambiente virtuoso, o Governo Federal concedeu à iniciativa privada um pacote de incentivos e subsídios para a construção de empreendimentos de geração termelétrica, com garantia de suprimento de gás natural pelo prazo de até vinte anos.

Por terem assegurado o fornecimento do gás natural, as novas térmicas foram inseridas nos modelos computacionais de formação de preço como um incremento importante na oferta de energia elétrica disponível no sistema interligado. Como não poderia deixar de ser, esse novo cenário nacional – com energia abundante e preços baixos – foi assimilado pelos agentes de mercado e levado em consideração em suas decisões comerciais.

Esse clima de bonança, contudo, não se sustentou por muito tempo. A partir da constatação de falhas no suprimento de gás – o que seria de responsabilidade justamente da Petrobras, a patrocinadora do Programa de Massificação do Uso do Gás Natural – a ANEEL decidiu reduzir a disponibilidade de geração das térmicas (lastro), limitando o direito dos referidos agentes de comercializarem energia.

Saliente-se que os atos autorizativos outorgados pela ANEEL aos titulares de projetos de geração térmica, além de conferirem a tais empreendedores o status de Produtor Independente de Energia Elétrica, autorizava-os expressamente a construir usina geradora e a comercializar com terceiros a totalidade do montante de sua potência instalada.

Não obstante, uma falha no suprimento de gás resultou na redução do lastro das térmicas, limitando o direito dos referidos agentes de comercializar energia, o que causou uma expressiva repercussão no PLD, cuja sistemática de cálculo foi pressionada pelo repentino e inesperado desequilíbrio entre oferta e demanda.

Em questão de dias, portanto, o cuidadoso trabalho de planejamento dos agentes de mercado foi obliterado por completo, nas sombras de uma nova realidade cuja força irresistível decorreu da absoluta incapacidade do Governo de impender os compromissos que deliberadamente assumiu.

A partir desse momento, agentes deixaram de registrar os seus contratos de compra e venda e liminares foram concedidas tanto para garantir o registro desses contratos como para suspender as obrigações decorrentes da liquidação financeira.

De sobressalto, portanto, os agentes com sobra de lastro obtiveram resultados financeiros fantásticos, a partir da oportunidade de vender sua energia excedente a preços muito mais elevados do que podiam imaginar. Já aqueles que ainda precisavam adquirir lastro para honrar seus compromissos de venda atolaram-se em prejuízos.

 

b) Caso 2: redução do PLD Máximo

 

Com a finalidade de diminuir a oscilação dos preços de curto prazo e com isso, reduzir os riscos para os agentes de mercado, os §§ 2º e 3º, art. 57, do Decreto 5.163/2004 determinam que o PLD tenha um valor máximo[4] e um valor mínimo[5]. Nesse sentido, em momentos de desequilíbrio, ocasionados, por exemplo, pela falta de oferta ou escassez de chuvas, um limite máximo de PLD reduz a exposição financeira dos agentes de mercado.

Com base no referido Decreto, a Resolução no 682/2003 estabeleceu que o valor máximo do PLD para o ano de 2004 seria de R$ 452,00/MWh, levando-se em consideração o menor valor entre: (i) a declaração de preço estrutural da usina termoelétrica mais cara, com capacidade instalada maior que 65 MW, na determinação do Programa Mensal de Operação – PMO do mês de janeiro do ano correspondente; e (ii) a atualização do valor máximo daquele ano pela variação do Índice Geral de Preços – Disponibilidade Interna – IGP-DI.

Daquela oportunidade em diante, o PLD máximo sempre foi calculado a partir do valor definido em 2003 (R$ 452,00/MWh) atualizado pelo IGP-DI, dado que o mesmo permaneceu menor do que o preço estrutural da termelétrica mais cara. Em outras palavras, desde a criação do arcabouço regulatório vigente, nunca havia ocorrido uma revisão dos parâmetros utilizados para definição dos limites de PLD.

Dez anos depois, portanto, a Resolução Homologatória no667/2013 homologou os valores dos limites máximo (R$ 822,83/MWh) e mínimo (R$ 15,62/MWh) do PLD, para o ano de 2014, em absoluta conformidade com a regra até então em vigor.

Ocorre que, entre fevereiro e maio de 2014, os preços permaneceram em seu valor máximo em praticamente todas as semanas operativas. Houve redução em junho (principalmente devido às chuvas acima da média na região Sul), e nova elevação, sendo que em setembro a média de preço atingiu o valor de R$ 729/MWh.

Partindo-se da alegação de que esse patamar de preço poderia gerar uma crise de solvência no mercado, parte dos agentes apontou a necessidade de redução do PLD_max, o que levou a ANEEL a analisar se a metodologia de cálculo desses valores estaria aderente à realidade.

Essa avaliação resultou na abertura da Consulta Pública no 09/2014, tendo como objeto obter contribuições dos agentes do mercado e demais interessados sobre a metodologia de cálculo dos valores máximo e mínimo PLD. As contribuições poderiam ser enviadas à ANEEL entre os dias 03.09.2014 e 02.10.2014.

A Nota Técnica no 86/2014, elaborada pela extinta Superintendência de Estudos do Mercado – SEM no âmbito da CP no 09/2014, apresentou o entendimento de que PLD máximo não teria respaldo em uma base consistente e propôs, como novo referencial, a utilização do custo do déficit ou a redefinição da térmica relevante.

De qualquer maneira, a Nota Técnica deixou claro que eventual mudança dos limites durante o ano em curso seria prejudicial ao mercado e qualquer aprimoramento ou alteração regulatória deveria ser estudada com cautela e discutida previamente com os agentes e sociedade em geral.

Nesse mesmo sentido, foram recebidas várias contribuições recomendando cautela na implantação das novas regras. A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres – ABRACE se posicionou da seguinte maneira:

É importante destacar a relevância de uma reflexão acerca do prazo em que se pretende aplicar eventuais novas regras, tendo em vista o impacto delas sobre o mercado. Isto porque, diversos agentes já tomaram suas decisões para o ano de 2015 e mudanças no PLD podem afetar estas decisões, acarretando, inclusive em ações judiciais prejudiciais a todo o mercado.

 E este problema tende a se agravar para o caso em que se pretenda adotar mudanças já para 2015, muito especialmente se não for observado o prazo que permita que as mudanças sejam consideradas nas decisões sobre sazonalização da garantia física, tomadas no final de cada ano.

Como decorrência da Consulta Pública no 09/2014, no dia 15.10.2014, foi lançada a Audiência Pública no 054/2014, com a mesma finalidade. Aos interessados, cabiam enviar suas considerações até o dia 10.11.2014.

Na Nota Técnica correspondente (nº 01/2014), sugere-se o valor de R$ 388,04/MWh como o limite máximo do PLD, tendo como base o Custo Variável Unitário – CVU da UTE Mário Lago, por tratar-se de uma das maiores usinas do Sistema Interligado Nacional – SIN em termos de capacidade instalada, e cujo custo seria aceitável como o marginal para fechar o grupo GT1A (composto por usinas nucleares, a gás e a carvão).

Prevaleceu a recomendação prevista na Nota Técnica, mediante a homologação pela ANEEL dos valores de R$ 388,48/MWh, como limite máximo, e de R$ 30,26/MWh, como mínimo do PLD, válidos entre a primeira e última semana operativa de preços de 2015, para todos os submercados.

No dia 25/11/2014, portanto, a ANEEL decidiu alterar a metodologia de cálculo dos valores limítrofes do PLD, com aplicação praticamente imediata (a partir de 1º/01/2015). Essa mudança no teto do PLD (de R$ 822,83/MWh para R$ 388,48/MWh) representou uma redução de aproximadamente 53% do valor médio de 2014.

Esse artigo não pretende discutir se, sob o ponto de vista técnico e econômico, os novos critérios elegidos pela ANEEL estão corretos ou não. Não se pode admitir, contudo, que se produzam mudanças em regras fundamentais, sem a concessão de um prazo razoável para que os agentes adequem suas estratégias comerciais à nova realidade.

Para que os leitores possam dimensionar o potencial devastador dessa medida, imaginemos que nos primeiros meses de 2014 – quando o PLD permanecia perto do valor máximo (R$ 822,83/MWh) – um consumidor livre (“Consumidor A”) tenha celebrado um contrato, tendo como objeto a aquisição de energia para suprimento de sua unidade industrial, durante o ano de 2015.

Naquele momento, definir o preço da energia para o ano subsequente permitiria que o Consumidor A já considerasse, em seu plano de negócios, o valor real de um dos principais custos da empresa. Agindo dessa maneira, a empresa garantia o seu abastecimento e afastava de vez os riscos decorrentes da volatilidade dos preços.

Já seu principal concorrente (“Consumidor B”) decidiu não adquirir energia antecipadamente. Pela sua perspectiva, a situação econômica do país se deteriorava em passo acelerado, o que levaria a uma queda brusca no consumo e, consequentemente, na produção industrial. Esses fatores resultariam na redução de demanda por energia no país, e, consequentemente, na diminuição dos preços futuros.

Além disso, apesar de não haver previsões nesse sentido, poderia ocorrer uma melhora nas condições hidrológicas que levasse ao aumento na oferta de energia. Decidiu aguardar o começo do próximo período chuvoso (novembro de 2014) para realizar a compra da energia, ainda que, a essa altura, faltassem apenas dois meses para o início do período de fornecimento.

Certamente que essa segunda estratégia se mostrava muito menos cautelosa. Além da indefinição orçamentária, o Consumidor B não levou em consideração que a demanda por energia elétrica ainda é bastante inelástica, não ensejando resposta econômica adequada a curto prazo.

Em setembro de 2014, contudo, a ANEEL sinalizou ao mercado a intenção de rediscutir o valor máximo do PLD. Nesse momento, o Consumidor B paralisou todas as cotações e tratativas relacionadas à aquisição de energia para 2015, até que houvesse uma definição sobre a metodologia de cálculo do PLD a ser aplicada.

Com a determinação do novo teto do PLD em R$ 388,48/MWh a partir de janeiro de 2015, o Consumidor B conseguiu adquirir energia a um preço significativamente menor para o ano de 2015. Vale observar, nesse sentido, que, no dia 10.01.2015, o Custo Marginal de Operação – CMO (utilizado como base para a definição do PLD) foi de R$ 917,57/MWh, em completo desalinho aos preços daquela semana, travados pelo novo teto de R$ 388,00/MWh.

Considerando a importância da energia elétrica no processo industrial dos Consumidores A e B, a diferença significativa no preço de aquisição do aludido insumo causou um desequilíbrio concorrencial entre ambos, em benefício do Consumidor B.

Os excelentes resultados comerciais auferidos pelo Consumidor B não decorreram, obviamente, da sua estratégia de postergar o momento da compra da energia: a redução do PLD a partir de janeiro de 2015 não pode ser relacionada ao aumento da oferta de energia como imaginava a empresa, mas a uma intervenção artificial e intempestiva por parte do órgão regulador.

Mais uma vez, pilares que integram a base de funcionamento do mercado foram revolvidos por interesses pontuais, causando resultados (positivos e negativos) inesperados e estratosféricos, insegurança jurídica e, a médio prazo, a redução de investimentos no Brasil.

 

c) Caso 3: repactuaçãodo risco hidrológico

 

Conforme o disposto no Art. 13 da Lei no648/1998, a coordenação e o controle das atividades operacionais de geração e transmissão de energia elétrica integrantes do Sistema Interligado Nacional – SIN, devem ser executadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS[6].

O ONS é, portanto, o responsável pelo planejamento e programação da operação, bem como pelo despacho centralizado da geração. Em outras palavras, é a referida entidade que realiza a operação física das usinas integrantes do SIN, e não os seus titulares.

Dentre os mecanismos desenvolvidos para permitir a dissociação entre a operação física e a operação comercial das usinas (esta última realizada pelo titular do empreendimento), foi instituído o Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, pelo qual, a cada mês, aloca-se um montante de energia às usinas hidrelétricas (UHE), de maneira proporcional às respectivas capacidades de geração (garantias físicas).

Através desse mecanismo – que congrega 70% (setenta) da capacidade de geração hidrelétrica do país – as UHEs recebem uma quantidade de energia para comercializar, independentemente de seus níveis individuais de geração. Ainda que, por determinado período, uma usina não produza conforme sua capacidade, a cada mês, receberá uma parcela da energia elétrica gerada pela totalidade das usinas integrantes do MRE.

O montante de energia a ser recebido por um empreendimento é calculado com base no índice denominado Generation Scaling Factor – GSF, que expressa a razão entre (i) o somatório de toda a energia produzida pelas usinas integrantes do MRE, e (ii) o somatório das garantias físicas desse mesmo conjunto de UHEs.

Verifica-se, assim, que além de otimizar a utilização dos recursos eletroenergéticos, o MRE permite o compartilhamento do risco hidrológico entre usinas hidrelétricas e a consequente previsibilidade dos fluxos de caixa dos projetos de geração.

Exceto nos três anos subsequentes ao racionamento de energia decretado em 2001 – quando, ainda assim, verificou-se uma média de 97,4% – o GSF anual sempre foi superior à capacidade hidrelétrica do país.

Ocorre que, em 2014, o GSF ficou abaixo de 100% em todos os meses. Nesse período, o déficit hídrico (de aproximadamente 10%) gerou despesas na ordem de R$ 20 bilhões para os geradores, que se viram obrigados a adquirir energia no Mercado de Curto Prazo (ao custo do PLD) para suprir essa diferença e honrar os seus compromissos comerciais.

A situação se deteriorou ainda mais no ano de 2015, quando se estimava um déficit de 20% e perdas financeiras de R$ 30 bilhões.

À vista desse contexto, diversos geradores hidrelétricos recorreram ao Poder Judiciário para assegurar que a energia que lhes é alocada no âmbito do MRE correspondesse a, no mínimo, 95% da garantia física de suas usinas. Alegavam que o ONS modificou sua política operativa, ao deixar de despachar as usinas de acordo com a ordem de mérito de custo econômico.

Observe-se, nesse sentido, que o despacho das usinas segue uma ordem do menor para o maior custo: o comando de geração de energia se inicia pelas hidrelétricas, passando, em sequência, pelas térmicas de menor custo e assim sucessivamente.

A subversão ocorreu a partir do despacho e operação ininterrupta de usinas que produzem energia a custo elevado, com o objetivo de preservar os reservatórios (que se encontravam em níveis muito baixos) e, dessa maneira, evitar a decretação de racionamento – apesar de as UHEs estarem em plenas condições técnicas para gerar energia regularmente.

Digno de nota que o racionamento era considerado pelos especialistas como a opção tecnicamente mais correta naquele momento. Não obstante, dado o caráter impopular da medida e a proximidade das eleições, o Governo Federal decidiu modificar o modelo operativo, com a consequente distorção dos efeitos do MRE e a transferência dos custos correspondentes para os geradores.

O Judiciário acolheu liminarmente a alegação de que os geradores hidrelétricos sofreram danos decorrentes dos fatos do príncipe que comprimiram espaço para geração hidrelétrica e que, em função disso, mereceriam proteção judicial contra as elevadas perdas financeiras decorrentes do GSF.

No entanto, ao operacionalizar a liminar obtida pelo primeiro gerador, a CCEE decidiu, sem respaldo na decisão judicial, socializar os ônus da medida entre todos os agentes de geração integrantes do MRE que não estavam protegidos por decisão similar – embora também sofressem os efeitos do GSF. Em outras palavras, a CCEE rateou entre as demais hidrelétricas os valores que deixaram de ser pagos pelos geradores beneficiados pelas liminares.

Nesse intervalo, diversos outros geradores obtiveram decisões judiciais no mesmo sentido, que os protegiam contra os danos oriundos da frustração de geração de energia hidráulica, o que tornava ainda mais gravosa a transferência do custo para os agentes do MRE desprotegidos por liminares.

Em uma nova corrida ao Judiciário, mais tutelas de urgência foram obtidas a partir da tese de que não se poderia imputar a terceiros o ônus de decisões judiciais em processos nos quais não faziam parte, seja em razão de tais decisões não determinarem expressamente que demais agentes suportassem esse encargo, seja pelo fato de os atos decisórios gerarem efeitos inter partes, sendo defeso beneficiar ou prejudicar terceiros.

Como resultado desse imbróglio, os valores arrecadados em 09 de novembro (data dos débitos da Liquidação Financeira do MCP de setembro/2015) foram insuficientes para atender simultaneamente à totalidade dos agentes credores protegidos por liminares, o que levou a ANEEL a suspender a liquidação financeira e a abrir Audiência Pública para regulamentar uma proposta do Governo Federal visando resolver a questão.

Diga-se de passagem, que as suspensões cada vez mais frequentes das liquidações financeiras produzem efeitos extremamente perversos aos agentes e à credibilidade do sistema. Os agentes credores ficam privados de parte importante de sua receita, o que pode provocar uma reação em cadeia de inadimplência.

Mais uma vez, agentes buscaram suporte no Judiciário e conseguiram liminares que obrigavam a CCEE a efetuar a liquidação relativa à contabilização, utilizando os valores arrecadados na proporção dos seus respectivos créditos. Nesse sentido, as parcelas não satisfeitas dos créditos seriam remanejadas para as contabilizações / liquidações posteriores.

Apenas no dia 18 de janeiro de 2016, a Câmara concluiu a liquidação financeira referente a setembro – que deveria ter ocorrido em novembro do ano anterior. O lançamento dos créditos só foi possível em virtude da suspensão de liminares que determinavam o pagamento integral dos créditos a determinados agentes.

Em relação ao mês de setembro, dos R$ 4,2 bilhões contabilizados, apenas 33,43%, foram repassados aos agentes, respeitando o critério de rateio do saldo financeiro disponível após o cumprimento das decisões judiciais vigentes. Dos valores não pagos, R$ 2,6 bilhões estavam relacionados com as liminares em vigor.

Como uma tentativa de regularizar a desordem estabelecida, o Ministério de Minas e Energia, a Advocacia Geral da União e o Ministério da Fazenda apresentaram proposta de Medida Provisória dispondo sobre a repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica. O primeiro passo foi reconhecer o caos, conforme transcrito a seguir:

(…) Além disso, importa registrar que a contabilização e liquidação do Mercado de Curto Prazo encontra-se praticamente paralisada, com índice elevado de inadimplência, diante da execução de liminares obtidas por cerca de um quarto dos agentes, em prejuízo dos demais e, ao fim e ao cabo, do consumidor final de energia que corre o risco de arcar com a totalidade dos custos provocados por tal situação sem qualquer contrapartida dos agentes de geração hidrelétrica.

 Ressalte-se que, antes da instituição da CCEE, quando das operações do Mercado Atacadista de Energia – MAE, antes do modelo instituído por Vossa Excelência pela Lei no 10.848, de 2004, a suspensão da liquidação por meio de liminares de cerca de 7% dos 114 agentes trouxe consequências perversas para o setor tendo culminado com a extinção do MAE. No cenário atual, no entanto, com a vigência de liminares que respaldam cerca de 23% dos agentes, as consequências para o setor podem ser ainda mais danosas, justificando a urgência e a relevância das medidas ora propostas.

Vê-se que o próprio Governo Federal reconheceu a gravidade da situação, cujas consequências para o setor poderiam ser ainda mais danosas do que a crise ocorrida no período do racionamento.

Os termos e condições necessários à repactuação do risco hidrológico nos mercados livre e regulado foram incluídos na Medida Provisória no 688/2015 (posteriormente convertida na Lei no203, de 08.12.2015), sendo que cada agente deveria manifestar o seu interesse em repactuar o risco hidrológico.

Dentre as várias condições a serem aceitas, o gerador deve desistir da ação judicial na qual requer isenção ou mitigação de riscos hidrológicos e renunciar a qualquer alegação de direito sobre a qual se funde a referida ação.

Segundo informações veiculadas por agência de notícias especializada, a ANEEL teria aceitado a repactuação de usinas pertencentes à Furnas, Eletronorte e Eletrosul. Por seu turno, o Diretor Geral da ANEEL informou que nenhuma proposta de adesão teria sido enviada à ANEEL pelos agentes com contratos no Ambiente de Comercialização Livre, até o término do prazo, no dia 15 de janeiro.

 

IV. Conclusão

 

Em virtude da volatilidade natural dos preços – sujeitos a fatores de difícil previsão, como o regime de chuvas, por exemplo – mostra-se essencial que os consumidores livres observem a legislação setorial com rigor e, sempre que possível, celebrem contratos de médio e longo prazo, para fins de mitigação de riscos e proteção dos seus negócios.

Quando a agência reguladora decide modificar as regras em vigor por questões conjunturais, são afrontados princípios de grande importância para o postulado da segurança jurídica, uma vez que as condições de mercado utilizadas como base para a celebração dos referidos contratos são completamente subvertidas, resultando em onerosidade extraordinária e imprevisível.

Com efeito, de acordo com o Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997 (que aprovou a Estrutura Regimental da ANEEL), a Agência deve orientar a execução de suas atividades finalísticas de forma a proporcionar condições favoráveis para que o desenvolvimento do mercado de energia elétrica ocorra com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade.

Dentre as diretrizes a serem obrigatoriamente observadas pela ANEEL, encontram-se (i) a prevenção de potenciais conflitos, por meio de ações e canais que estabeleçam adequado relacionamento entre agentes do setor de energia elétrica e demais agentes da sociedade; (ii) a adoção de critérios que evitem práticas anticompetitivas; (iii) a criação de ambiente para o setor de energia elétrica que incentive o investimento, de forma que os concessionários, permissionários e autorizados tenham assegurada a viabilidade econômico-financeira, nos termos do respectivo contrato; e (iv) transparência e efetividade nas relações com a sociedade.

O Ministério de Minas e Energia (MME) e o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE)[7], por sua vez, executam a gestão do setor de forma confusa, errática e altamente politizada. Com raríssimas exceções, os rumos do setor são impostos de cima para baixo, sem que as vozes dos agentes e associações sejam ouvidas ou consideradas.

Em oposição às suas finalidades mais essenciais, portanto, as modificações nas regras do jogo elevam a sensação de risco e são diretamente responsáveis pela desestabilização das relações entre os agentes, pela judicialização do setor, pelo adiamento dos investimentos por falta de confiança e estabilidade, pela redução da atividade econômica e pela desistência de novos players em atuarem no mercado.

Na outra ponta, os maiores prejudicados são os consumidores cativos que, como de costume, acabam assumindo uma parcela relevante dos custos decorrentes dessas medidas.

Os três casos trazidos por esse artigo nem de longe representam todas as polêmicas criadas no setor de energia nos últimos anos. Nessa mesma toada, outras controvérsias vêm abarrotado os tribunais, como, por exemplo, as que tratam (i) da instituição de novo critério de rateio do Encargo para Segurança do Sistema – ESS (Resolução CNPE no 03/2013); (ii) da imposição de registros dos contratos de forma semanal e ex-ante (Portaria MME no 455/2012); e (iii) da ampliação das despesas compreendidas na Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.

O potencial de crescimento do Ambiente de Contratação Livre no Brasil é extraordinário. Segundo levantamento da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia – ABRACEEL, o setor abrange 25% do mercado nacional de energia, tendo capacidade para chegar a 46%.

No entanto, enquanto não se assegurar um quadro regulatório estável, dentro de um ambiente de competição equilibrada entre as empresas, não será possível iniciar o vigoroso e sustentável fluxo de investimentos que o setor almeja.

Para ser alcançada a estabilidade regulatória, é primordial garantir independência e autonomia aos órgãos atuantes no setor elétrico, com um corpo de dirigentes e funcionários que sejam tecnicamente aptos para regular e arbitrar as demandas de maneira inflexível a ingerências políticas.

As políticas para o setor devem ser discutidas com a sociedade de maneira transparente, conferindo-se os prazos que forem suficientes para a adequação dos agentes. Nesse contexto, a prática sub-reptícia de se implementar mudanças regulatórias para favorecer os eleitos da hora deve ser afastada definitivamente.

 

[1] O Mercado Atacadista de Energia – MAE foi posteriormente substituído pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (conforme a Lei nº 10.848/04). Trata-se de pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob autorização do Poder Concedente e regulação e fiscalização pela ANEEL, com a finalidade de viabilizar a comercialização de energia elétrica.

[2] A ANEEL tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal.

[3] O ONS é responsável pelas atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica, integrantes do Sistema Interligado Nacional – SIN.

[4] Considerando os custos variáveis de operação dos empreendimentos termelétricos disponíveis para o despacho centralizado.

[5] Calculado com base nos custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas, bem como os relativos à compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos e royalties.

[6] Pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, mediante autorização da União, fiscalizado e regulado pela ANEEL, a ser integrado por titulares de concessão, permissão ou autorização e consumidores livres, conectados à rede básica.

[7] O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE tem como função acompanhar e avaliar a segurança do suprimento eletroenergético no território nacional. É presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia e possui a seguinte composição: (i) quatro representantes do MME; e (ii) representantes da ANEEL, Agência Nacional do Petróleo – ANP, CCEE, Empresa de Pesquisa Energética – EPE e ONS.

 

 

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