[1] O documento fornece uma visão geral da reforma do setor elétrico no mundo e no Brasil, comparando os modelos e discutindo os papéis dos produtores independentes de energia. [2] Aborda os principais modelos de compra de energia utilizados internacionalmente, como o modelo "single-buyer" e leilões competitivos, destacando aspectos positivos e negativos de cada um. [3] Conclui que a reforma do setor elétrico brasileiro trouxe muitos benefícios, como maior eficiência

1. Modelos e Leilões – A Experiência Internacional
Luiz Maurer
Brasília, 29 de setembro de 2005
As opiniões aqui expressas são exclusivamente as do autor, não
representando necessariamente as do Banco Mundial, IFC, PPIAF,
ESMAP, APINE ou de qualquer outra organização.

2. Apresentação
Modelos e Leilões de Energia
Luiz Maurer
Em nome do Banco Mundial e em meu nome agradeço a APINE por este convite para falar
sobre modelos e leilões de energia. Entendemos que o diálogo contínuo com o setor
privado é fundamental para o exercício de nossa missão. Acreditamos na importância dos
produtores independentes (PIEs), aqui representados pela APINE, como alavancas para o
equacionamento das questões do setor elétrico brasileiro.
A agenda de minha apresentação, conforme a solicitação da APINE, inclui os seguintes
tópicos principais:
• Visão geral da reforma do setor elétrico no mundo.
• Comparação com o que aconteceu e está acontecendo no Brasil.
• O papel dos PIEs.
• Modelos para compra de energia.
• Aspectos a aprimorar no Brasil – tais como gerenciamento da congestão e resposta
da demanda.
Não são objetivos desta apresentação:
• Abordar todos os aspectos importantes da reforma no setor elétrico, mas sim
aqueles mais pertinentes ao mercado atacadista e papel dos PIEs.
• Discutir detalhes da mecânica (ou preços resultantes) dos recentes leilões de
energia no Brasil.
• Criticar o “novo-novo” modelo. Em verdade, algumas das questões que serão
apontadas são pontos pendentes desde o modelo anterior, consolidado quando do
Projeto RE-SEB.
• Vale a ressalva de rotina, que não estou transmitindo aqui necessariamente a visão
do Banco Mundial sobre estes tópicos, mas sim minha visão pessoal.
Visão geral da reforma do setor elétrico no mundo e no Brasil
A primeira pergunta que se coloca é se valeu a pena este esforço de 20 anos de reforma e
reestruturações no setor elétrico no mundo (e 10 anos no Brasil).
Minha visão pessoal, não há dúvidas. Certamente que sim. Houve ganhos significativos de
eficiência, alocação de capital e tecnologias, embora reformas tenham deixado a desejar em
alguns aspectos como universalização do acesso e eficiência energética. Muita coisa foi
apreendida e muito ainda se está por apreender. Estamos diante de um processo contínuo,
não um evento. Mas o que foi feito até agora certamente valeu a pena.
Apesar dos ganhos estarem amplamente documentados, ainda existe ceticismo quanto ao
mérito das reformas. Talvez o maior obstáculo para um debate objetivo seja a dificuldade

3. de estabelecer um ponto de comparação, ou “baseline,” de como estaria o setor se
determinada reforma não tivesse ocorrido.
Na falta de um “baseline,” a discussão muitas vezes se perde em considerações de natureza
ideológica ou de vagas percepções. Para dar um pouco de objetividade a esta discussão,
vale a pena observar como estão os países em desenvolvimento onde pouco ou nada foi
feito em termos de reforma, como por exemplo casos na África e Ásia. A falta de uma
reforma de base parece evidente. Entretanto, as discussões de como estariam os países da
América Latina na ausência de reformas dão margem a certa subjetividade e especulação.
Da mesma forma, como estaria o setor elétrico brasileiro caso tivesse continuado o modelo
vigente no início da decada de 90.
Por vezes, esta discussão se perde na busca de um modelo ideal, utópico. “Traga um
exemplo onde as reformas (privatização, desregulamentação) foram perfeitas. A pergunta
contém uma falha lógica, pois assume que houve perfeição nos modelos regulados do
passado. Se isto tivesse ocorrido, não faria sentido a busca de um novo paradigma.
Talvez o fator que mais prejudique as discussões seja um viés de informação. As reformas
fracassadas recebem vasta publicidade, enquanto que os êxitos são tratados en passant. Por
exemplo, todos ouviram falar do colapso da reforma na Califórnia, (centenas de milhares
de referências em uma busca “Google”). Entretanto, quase nada se fala sobre outras
reformas que criaram power pools e mercados exitosos, seja nos Estados Unidos ou em
outros países. Nos Estados Unidos, destaca-se a região Nordeste, incluindo Nepool,
NYISO, e PJM (o qual recentemente absorveu significativas áreas de controle do meio-
oeste), bem como Texas. Internacionalmente, vale destacar os países Nórdicos (Nordel),
Alberta, Nova Zelândia, Argentina, Chile e Inglaterra como exemplos bem sucedidos.
E no Brasil, o que pode ser dito sobre a reforma dos últimos 10 anos? Trata-se de um
processo ainda em andamento. O modelo desenvolvido no fim da década de 90 não foi uma
obra acabada, mas teve inúmeros méritos, a saber:
• Criou um modelo de negócio para geração competitiva, com 19 GW de
hidroelétricas comissionadas e 10 GW de concessões outorgadas.
Significativas reduções em prazos e custos de construção foram
alcançadas.
• Consolidou um modelo de negócio para operação de sistema similar aos
mais avançados no mundo, com base em despacho centralizado a
mínimo custo. 1
• Consolidou um modelo de negócios tipo “Build-Own-Operate” (BOO)
para transmissão, onde 12.600 km de linhas de HV e 23 GVA em
subestações foram concluídos, principalmente pelo setor privado. A área
de transmissão continuou recebendo investimentos privados mesmo nos
momentos de maior incerteza regulatória.
• Criou um mercado atacadista de energia, hoje funcionando como um “relógio
suíço”, em termos de adimplência.
1
Referido como “centrally operated, least-cost, security constrained dispatch”

4. • Privatizou 85% de D, e 26% de G. Mantido o ritmo de outorga e construções
observado até dois anos atrás, o setor privado (PIEs) deveria representar cerca de
40% da geração no Brasil em um horizonte de médio prazo.
• Eletrificou 550.000 consumidores rurais.
• Administrou um racionamento de 20% da carga, quase a nível nacional, por oito
meses, sem recorrer a black-outs ou brown-outs. Este é considerado um “best-
practice” internacional.
• Obteve um aumento de capacidade pós racionamento da ordem de 8,500 MW
médios, resultante da expansão do sistema e aumento de eficiência no consumo.
• Vem consolidando um modelo competitivo de compra de energia via leilões.
Um indicador importante da percepção de sucesso do modelo desenhado e parcialmente
implementado da década de 90 é o volume de recursos privados aportados ao setor elétrico
brasileiro. No período entre 1990 e 2003, o Brasil foi o país que mais atraiu recursos,
totalizando aproximadamente U$ 55 bilhões, ou cerca de 21% de todos os recursos
alocados ao setor elétrico entre países em desenvolvimento. Há algumas críticas de que
estes recursos vultosos foram alocados predominantemente em privatizações, tendo
reduzido o deficit público em 3% mas pouco contribuído para novos investimentos ou
instalação de MW. Contrariamente a esta percepção, na área de novos investimentos
(greenfield) e concessões, o Brasil também se situou na primeira posição, tendo atraído
quase U$ 18 bilhões, conforme pode ser visto no quadro que segue.
Modelos de compra de energia, leilões

5. Há um modelo ideal no que tange a compras? Não, e certamente o modelo mais adequado
dependerá das circunstâncias de cada país e do estágio de evolução do setor.
Como bem frisado pelo Dr. Zaroni, há arranjos contratuais para “todos os gostos.” Em
recente análise desenvolvida pelo Banco Mundial, fica patente a variedade de organização
de agentes de compra, em função da estrutura da indústria e do modelo de mercado
escolhido, conforme mostrado no quadro que segue.
Muitos destes arranjos são impropriamente denominados “single buyers,” embora em
alguns deles o agente de compra não seja “single” enquanto em outros não desempenha
papel de comprador. 2
Em tese, o mecanismo de compra competitiva (p.ex. via leilões) pode ser usado em
qualquer um destes arranjos, embora em um modelo típico de single-buyer sejam
freqüentes as aquisições “sole source,” por vezes sob a modalidade de proposta-não-
solicitada. (unsolicited proposal).
Os principais modelos de compra serão discutidos a seguir.
a) O Modelo “Single-Buyer”
2
Uma discussão a este respeito está contida em “The Centralized Purchasing Arrangement: International Practices And
Lessons Learned on Variations to The Single Buyer Model. The World Bank. Energy and Mining Board Series. 2005. Em
publicação.

6. O modelo mais simples de compras é o “single buyer,” onde uma instituição, em geral
governamental, verticalmente integrada ou não, tem a responsabilidade quase exclusiva
pela compra de energia dos geradores, revendendo-a para as empresas de distribuição. Este
modelo foi estabelecido como uma tentativa de rapidamente atrair capital para geração,
sem grandes mudanças no status quo do setor elétrico. É também recomendado quando o
setor de distribuição está desorganizado, sem condições creditícias de atuar como um
comprador das empresas geradoras. Entretanto, há várias regiões importantes ainda
considerando o “single buyer,” seja por fracasso do modelo anterior seja por receio de
efetuar as reformas necessárias. Alguns exemplos incluem a província de Ontário
(Canadá), México, Arábia Saudita, e África do Sul.
O modelo de “single buyer” trouxe benefícios em termos de expansão de capacidade. Os
produtores independentes tiveram um papel fundamental em responder aos apelos dos
governos para instalar novos MW necessários para livrar a maioria dos países de
racionamentos crônicos. Foi o modelo preferido pelos países asiáticos, onde praticamente
não houve privatizações. O Brasil chegou a reconsiderar este modelo na revisão do setor
elétrico, mas acertadamente buscou outras opções, tendo escolhido aquela na qual o
governo obriga a compra competitiva, coordena os leilões e a execução dos contratos
diretamente entre as geradoras e as distribuidoras. O governo não é portanto um “buyer.”
Entendemos que todas estas decisões foram acertadas e de acordo com as tendências
internacionais.
Em geral, o modelo de “single buyer” apresenta alguns atributos positivos, tais como:
• Capacidade de atrair capital, oferecendo PPAs de longo prazo.
• Alternativa factível para setores elétricos desorganizados.
• Possibilidade de centralizar compras, com benefícios de expertise e
economia de escala.
• Facilidade de implementação, não exigindo mudanças fundamentais no
setor, e conseqüentemente facilitando sua aceitação pela cultura vigente.
Entretanto, o modelo de “single buyer” trouxe uma série de problemas, alguns dos quais
inesperados. Vários profissionais são céticos quanto às alegadas vantagens do “single
buyer,” à luz de problemas introduzidos, sendo o mais importante a abertura de um
caminho à corrupção. 3
• Evidência empírica que governos não têm sido bons compradores
• Falta de transparência, levando à corrupção em grande parte dos casos.
• Arranjos contratuais rígidos (por exemplo, contratos de capacidade),
que dificultam a otimização do sistema e a migração futura para um
mercado competitivo.
• Gera “contingent liabilities” para os governos.
3
Lovei, Laszlo. “The Single Buyer Model: A Dangerous Path toward Competitive Electricity Markets”. The World Bank,
Public Policy for the Private Sector Note No. 225, December 2000.

7. • Em alguns casos, impossibilidade de mitigação de riscos políticos,
regulatórios e cambiais como esperado.
Papel dos PIES
Os PIEs são agentes relativamente novos no setor elétrico mundial. Nos Estados Unidos
emergiram na década de 80, motivados pela legislação PURPA. E nos países em
desenvolvimento, trata-se de um fenômeno da década de 90. Esses agentes responderam
ativamente aos apelos dos governos para incrementar a capacidade de geração. Foram
fundamentais na maioria dos países em desenvolvimento em termos de atração de capital.
Entretanto, havia um ceticismo inicial quanto à real capacidade destes novos agentes em
participarem no setor elétrico. A alegação generalizada era que os PIEs não teriam
capacidade técnica para empreendimentos do porte de geração. Tampouco teriam
capacidade financeira, à luz dos mecanismos de “project-finance”, altamente alavancados.
Preços aumentariam, devido aos altos retornos esperados. 4 O veredito das concessionárias
era taxativo, mesmo nos países desenvolvidos: “estes novos agentes podem não ser
confiáveis.” 5
O tempo provou que tais previsões eram equivocadas. Desnecessário dizer, o modelo de
PIEs é tão bom ou ruim quanto o quadro regulador em que opera. Um quadro incerto, sem
concorrência, que dê margem à corrupção, com previsões de demanda irrealistas, leva a
preços elevados, contratos inflexíveis, e excesso de capacidade.
2) Modelo de livre negociação
Este modelo prevê múltiplos compradores e vendedores, os quais podem negociar
livremente preços e condições. Caberia ao regulador definir limites mínimos de contratação
bem como as condições de repasse. Este foi o modelo desenhado para o Brasil no final da
década de 90. Uma premissa básica era que os compradores buscariam contratos (hedges)
para reduzir seus riscos de exposição aos voláteis preços do spot. Contratos seriam a base
para expansão.
Esse modelo deixou a desejar, pois a contratação e expansão não ocorreu no ritmo
necessário. Em retrospectiva, teria funcionado bem se o “risco de falência” fosse algo
crível, ou seja, agentes excessivamente expostos sofressem totalmente as conseqüências de
suas decisões de contratação. O que se viu pré-racionamento? Nem geradores nem
distribuidores estavam devidamente “hedged,” embora houvesse possibilidade de geração a
gás natural. Geradores não fizeram hedge contra exposição residual do Anexo V, enquanto
distribuidoras não contrataram, pois estavam em constantes batalhas com a ANEEL para
aumentar preços de repasse. Ademais, distribuidoras sentiam-se falsamente protegidas por
contratos iniciais, os quais todos suspeitavam estar super-estimados quando à sua energia
4
A comparação de retornos esperados pelos PIEs com os retornos permitidos no modelo de tarifas pelo
custo não leva em conta a diferente distribuição de riscos de construção, mercado, cambial e outros.
5
New Boys Shake Up the Power Grid. Business Week. January 08, 1990. Comentário efetuado por Houston
Lighting and Power Co.

8. assegurada. Geradoras ignoraram o Anexo V e distribuidoras foram “penny-wise” nas
questões de VN. 6 Isto porque o racionamento foi percebido como um risco coletivo, não
individual. O acordo pós-racionamento, embora pudesse ter sido a melhor solução de
compromisso naquelas circunstâncias, teve elementos de um “bail-out” ao setor.
Não se muda uma cultura de “bail-out” no setor elétrico de uma hora para outra, tampouco
esta é uma característica particular ao Brasil. 7 Era necessária uma mudança de rumo, a
qual veio com a atual administração. Tornou-se um mal necessário substituir alguns
incentivos para contratação por uma regulamentação mais “heavy-handed.”
Foi então estabelecida a compra de energia compulsória via um procedimento competitivo,
(leilões) – tanto na concorrência no mercado quanto pelo mercado. Forçar compras
competitivas e ter o regulador coordenando um processo de compra é uma tendência que
se está consolidando internacionalmente. A região pioneira neste sentido foi o estado de
New Jersey nos Estados Unidos, onde as concessionárias são obrigadas a comprar energia
via leilões para atender os consumidores livres que preferiram continuar sendo servidos
pela distribuidora local.8
Além disto, o “novo-novo” 9 modelo traz uma solução elegante para a controversa questão
de? repasse (VN), instaura concorrência “para” e “no” mercado, bem como coloca em
segundo plano a discussão quase-doutrinária entre geração de serviço público versus PIEs.
Através dos leilões, todos os agentes passam a concorrer em pé de igualdade. Por fim, o
novo modelo teve o mérito de precificar a energia velha, descontratada, a custo marginal,
ao invés de um modelo de tarifa-pelo-custo como chegou a ser sinalizado em 2001.
Ironicamente, a idéia de prorrogar os Contratos Iniciais ocorreu em plena crise de energia,
onde a falta de investimentos era um fator que tinha contribuído decisivamente para a
mesma. Portanto, dar uma “sobrevida” aos CIs, a preços subsidiados, seria uma “semente
para novos racionamentos.” Felizmente, esta idéia foi abandonada pela atual
administração. É uma pedra basilar que um modelo saudável deve ter como objetivo
precificar a energia por seu custo marginal.
Visão Geral Sobre o Modelo Brasileiro
O Brasil introduziu um conceito de compra competitiva conceitualmente sólido. Detalhes
estão sendo aperfeiçoados, existe ainda curva de aprendizado, principalmente para leilões
de energia nova, mas direcionalmente estamos no caminho correto. Minha percepção geral
sobre as soluções que vem sendo adotadas é positiva.
6
Para uma discussão do assunto, ver Maurer, Pereira & Rosenblatt. Implementing Power Rationing in a
Sensible Way. ESMAP. 305-2005. The World Bank. August 2005.
7
Faz parte da cultura das concessionárias, as quais, na condição de prestadoras de serviço público, estão em
uma posição de barganha para evocar o interesse maior da sociedade.
8
Todos os consumidores são livres, e a concessionária é obrigada a prestar um serviço de fornecedor de
última instância.
9
Aqui referido como o modelo desenvolvido pela administração atual, sendo o “novo” modelo aquele
elaborado no final da década de 90.

9. Entrentanto, há dois aspectos, relacionados a compras e leilões que ainda preocupam.
Refiro-me especificamente ao tema congestionamento da transmissão e resposta da
demanda. Comentarei sobre ambos aspectos a seguir.
a) Congestionamento da transmissão
Congestionamento da transmissão é um tema amplo que tem a ver com os seguintes
aspectos:
- Como o sistema é despachado e “re-despachado” no caso de restrições de
transmissão;
- Qual a metodologia para cálculo de preço spot (nodal ou zonal) e quantas
zonas (sub-mercados) deveriam existir?
- Quem paga pelos custos de congestão? – ESS refletindo uma parte deles
- Quais os problemas do modelo atual? – fato de ser zonal e termos leiloes
com modesto sinal locacional
- Como estes aspectos impactam o custo de expansão e operação?
- Quais as tendências internacionais neste sentido?
Hoje o setor é operado sob uma forma de tight pool, despachado centralizadamente,
com o objetivo de buscar o menor custo operacional. Esta é a forma que se está
consolidando internacionalmente, pois permite a melhor utilização dos recursos de geração
e transmissão. ONS calcula o preço spot (shadow) por barra, com base no valor da água,
dos custos declarados, ou das ofertas recebidas, e minimiza custos levando em conta todas
as restrições de transmissão.
Para fins de liquidação de contratos, adota-se o sistema de preços zonal, com quatro
sub-mercados. No cálculo do preço zonal, o não se consideram as restrições de preços
dentro dos sub-mercados.
Pode haver (e certamente haverá) discrepâncias entre o despacho físico e o
comercial. Chamamos de “congestão” a diferença de custos entre estes dois despachos. Um
exemplo de discrepância inclui, por exemplo, uma planta atrás de uma restrição de
transmissão que deve operar para assegurar a confiabilidade do sistema. O preço do sub-
mercado pode não ser suficiente para pagar seus custos, mas é necessária operá-la, pois ela
agrega um valor ao sistema que não está refletido no preço. Diz-se que esta usina está
“constrained-on.” Outra usina no sub-mercado estará “constrained-off” pela mesma
quantidade (abstraindo perdas). Para permitir a operação ótima, conciliando o despacho
físico e comercial, criou-se um sistema para remunerar estas plantas, através de um encargo
de serviço de sistema (ESS). 10
De onde veio esta idéia? Foi algo trazido do modelo inglês, na ocasião do desenho
do projeto RE-SEB. Naquele momento (1997) a tarifa zonal parecia a melhor solução de
10
ESS representa um custo de congestão. Entretanto, na forma como hoje é calculado no setor elétrico
brasileiro, não leva em conta a congestão oriunda das plantas hidrelétricas operadas fora de mérito por
questões de confiabilidade do sistema. Portanto, ESS refleta apenas uma parte do real custo de congestão.

10. compromisso entre de dar o sinal locacional adequado e a necessidade de evitar excessiva
volatilidade de preços (vis-a-vis o sistema nodal).
Na época, esta discussão foi conduzida em paralelo com a necessidade de um
mecanismo que reduzisse o risco hidrológico para os geradores hidro. Alguns princípios
nasceram desta discussão conjunta:
a) Em função do despacho centralizado, havia um risco de exposição
hidrológica intolerável, o qual necessitava ser mitigado. Daí o surgimento
de um seguro via “clube MRE”, aberto a novos participantes, para hidro e
termicas a carvão.
b) MRE deveria ser revisto e possivelmente eliminado tão logo outras
formas de hedge fossem viáveis.
c) Estas outras formas incluiam contratação com térmicas – o que, se tivesse
ocorrido, teria sido uma solução extremamente elegante para a
viabilização da geração a gás natural.
d) MRE deveria ser utilizado somente para mitigar riscos hidrológicos – não
para exposição “basis point,” da diferença entre sub-mercados.
e) O “surplus” (o qual pertence a quem paga TUST) deveria ser alocado
para investimentos em transmissão para aliviar congestões.
f) RE-SEB não definiu um número exato, mas havia uma percepção de que
deveria haver cerca de dez sub-mercados. Logo, a configuração inicial
com quatro sub-mercados admitiu a existência de fortes restrições dentro
de sub-mercados (com os problemas ensejados).
Foi isto que aconteceu? Não, o uso do surplus foi ampliado, não reduzido. MRE virou uma
“árvore de Natal”, e um mecanismo de hedge para uma série de outros riscos – alocação
de MRE em outros sub-mercados, pequenas hidro, “basis point”, etc. Politicamente, estas
decisões tiveram o apoio dos agentes, que tiveram seus custos socializados. Criou-se um nó
difícil, mas não impossível para desatar.
Na ocasião, a escolha por tarifas zonais se devia ao fato de que havia muito pouca
experiência com tarifação a preços nodais. Algumas desvantagens alegadas incluíam:
a) Exporia demais os agentes a variações de preços.
b) Complexidade.
c) Valor questionável, haja vista que em grande parte dos casos as restrições não estão
presentes.
d) Dificultando transações e dando baixa liquidez.
e) Concentra poder de mercado por desagregar zonas.
Nos últimos 10 anos estas premissas foram dismistificadas, corroborando o modelo nodal
como sendo o tecnicamente mais correto, sendo os principais contra-argumentos:
a) Mitigação de risco poderia ser feita via compra de contratos de congestão (ou
de direitos de transmissão) – estudados, implementados e viáveis.

11. b) A complexidade é intrínseca ao despacho centralizado, o qual tem que calcular
o custo marginal por nó. A agregação por zona e os critérios arbitrários de fazê-
lo é que trazem complexidade adicional.
c) O sistema de preço deve capturar as restrições quando estas estão presentes. O
sistema zonal pode dar um sinal razoável na maior parte dos casos, mas deixa
de funcionar justamente quando êle se faz necessário.
d) O objetivo de liquidez não pode ser atingido através de um socialização de
custos. A experiência tem demonstrado que agentes rapidamente apreendem a
lidar com FTRs atingindo a liquidez necessaria no mercado.
e) Não aumenta poder de mercado, mesmo quando a planta está atrás de restrições
de transmissão. 11
Regiões que implementaram mercados exitosos adotaram tarifa nodal (ou LMP) enquanto
mercados problemáticos adotaram tarifas zonais. Dentre os mercados exitosos ressaltam-se
New York, New England, PJM e mais recentemente Texas. PJM, o qual iníciou servindo
apenas três estados (Pennsylvania, New Jersey e Maryland) é citado como paradigma, e
está em processo de incorporação dos pools adjacentes, incluindo hoje 11 estados norte-
americanos. Dentre exemplos de mercados problemáticos destaca-se a Califórnia, cujo
fracasso do sistema já era previsto quase três anos antes da crise, mas pouco ou nada foi
feito para corrigi-lo. 12
Note-se que em muitos locais ainda se discute a conveniência ou viabilidade de
implementar LMP. Entretanto, a raiz do problema não está na seleção da metodologia de
precificação conceitualmente mais correta, mas no consenso político de adotar (ou não) um
sistema de despacho centralizado, onde as decisões são tomadas com base no menor custo.
Esta é uma das questões basilares para formação de um mercado elétrico unificado na
Europa.
Por que este é um assunto tão importante para o Brasil? Há várias razões, sendo a principal
a localização adequada de plantas. Se restrições dentro de sub-mercado não são
precificadas, o empreendedor torna-se insensível ao ponto de localização de suas plantas,
não importando se ela esteja atrás de uma restrição de transmissão, desde que outros fatores
de produção podem lhe ser mais convenientes (p.ex. disponibilidade de gás barato), mas
não ao sistema como um todo. Por que deveria o empreendedor preocupar-se sabendo que
os custos de congestão serão socializados via ESS? 13
Esta discussão é extremamente importante no momento atual, quando os leilões de nova
energia estão sendo elaborados. O único sinal locacional presente é a parte não “selada” da
11
Uma análise detalhada a este respeito pose ser vista em Scott, Harvey & Hogan, William. Nodal and
Zonal Congestion Management and the Exercise of Market Power. January 10, 2002, e Brunekreeft et al,
Electricity Transmission: An Overview of the Current Debate. Utilities Policy. June 2005.
12
ISO Economics. How California Flubbed It on Transmission Pricing. Public Utility Fortnightly. October
15, 1998.
13
Há uma distinção importante. Não se está falando dos custos de uso do sistema de transmissão. A tarifa
de transmissão, mesmo que a componente de “selo” fosse nula, conceitualmente não pagaria pelos pelos
custos de congestão sendo aqui tratados.

12. tarifa de uso do sistema de transmissão, bem como as perdas até o centro de gravidade.
Nenhum deles cobre o custo de congestão aqui aludido.
A configuração da expansão poderá ser bem diferente do plano de custo mínimo. Duas
coisas podem acontecer – a transmissão tera que sair “atrás” destas plantas, os custos de
congestão (parcialmente refletidos via ESS) vão crescer, ou ambos. Em um país de
dimensões continentais como o Brasil, onde empreendedor pode ter graus de liberdade para
decidir sobre a localização de plantas, não dar o sinal locacional de forma adequada é uma
proposição que pode trazer altos custos e arrependimentos futuros.
Há uma percepção de que o problema pode ser de segunda ordem, haja vista que existe
uma âncora de plantas sobre a qual o grandes links de transmissão serão determinados. Se
de fato os grandes links forem determinados pela alternativa de expansão a custo mínimo, o
problema pode ser reduzido. Entretanto, há fatores agravantes: (i) existem restrições de
transmissão intra-submercados (b) novas plantas podem “contestar” aquelas propostas no
leilão (c) devido às restrições ambientais, o portfolio vencedor pode ser bastante diferente
do originalmente planejado pela EPE, sobre o qual os grandes links de transmissão foram
projetados.
A falta de sinal locacional não é tão grave para leilões de plantas existentes – afinal, estas
já foram localizadas. Mas pode ser perversa para novas plantas. Plantas atrás de restrições
de transmisssão serão beneficiadas enquando plantas próximas a centro de carga serão
prejudicadas, em termos relativos. Da mesma forma, a geração distribuída e gerenciamento
da demanda serão prejudicados, pois estão quase sempre próximos aos centro de carga.
Outro problema é que se cria um cenário não isonômico entre o mercado livre e o cativo –
as plantas neste último são insensíves a congestão, mas as plantas que servem
consumidores livres vão arcar com uma parte destes custos via ESS.
Estas críticas não são dirigidas ao “novo-novo” modelo. Pelo contrário, este foi um
problema mal equacionado e herdado do modelo anterior. Já no governo passado havia
uma pressão de vários agentes para reduzir o número de sub-mercados. Em 2002 houve um
Decreto tentando reduzir este número para 2, o que não chegou a ser implementado. 2003
chegou-se novamente a cogitar a redução do número de sub-mercados. Ainda há uma
percepção de que o ideal seria ter apenas um sub-mercado, o que, na opinião de alguns
analistas, ajudaria a reduzir o risco de exposição e tornaria os leilões mais atrativos. 14
Discordo deste posicionamento. Ter apenas um sub-mercado não é algo desejável, nem sob
o ponto de vista técnico nem sob o enfoque de política energética. Tecnicamente falando,
significaria dizer que os sistemas de transmissão devessem ser super-dimensionados. Se a
unificação for meramente administrativa, agravar-se-ão os problemas de sinais perversos
para localização expostos nesta apresentação.
Como sair deste impasse?
14
Unificação de mercados pode server de atrativo. Jornal do Commercio. 26 de agosto de 2002.

13. Recentemente contactamos o Prof. William Hogan, um dos maiores especialistas no
assunto de tarifa nodal e desenho de mercados de energia, para uma avaliação expedita do
problema. Os resultados do estudo confirmaram nossas preocupações como legítimas. 15
Sem querer aprofundar nos aspectos técnicos, a solução passa por abandonar o sistema
zonal, planejando uma migração para um sistema de preços nodais. Para mitigar o risco de
exposição, o sistema deve ser complementado por um modelo de FTRs (Financial
Transmission Rights). 16
Dizer é sempre facil, mas implementar é mais difícil, pois já existem agentes com direitos
adquiridos sobre o surplus (o qual é um FTR implícito). Neste caso estes agentes poderiam
receber FTRs explícitos que correspondessem aos direitos de que hoje já dispõem. Demais
agentes comprariam FTRs no mercado, possivelmente via um sistema de leilões. O setor
elétrico brasileiro e a CCEE apresentam um grau de sofisticação e maturidade tal que
permite desenvolver estes produtos. FTRs serviriam para hedge de “basis point risk.” MRE
deveria ser revisto, voltando-se ao conceito original para o qual foi criado.
O Prof. Hogan tece interessante comentário. Há diversas opções para planejamento. Uma
delas é que ele seja totalmente centralizado e determinístico, situação em que custos de
geração e transmissão são minimizados (dentre eles o custo de congestão). Ou,
alternativamente pode se ter um planejamento descentralizado, onde os agentes tem o
poder de definir onde instalar suas plantas (sujeitos ao aproveitamento ótimo dos rios).
Neste caso, os agentes deveriam arcar totalmente com as conseqüências de sua decisão – se
a planta estiver mal localizada, o empreendedor deve pagar pela congestão causada. O
sistema de preços LMP atinge este objetivo. A situação atual é um modelo híbrido que não
necessariamente representa a solução “second-best,” devido aos sinais perversos para
geração e para carga que o mesmo enseja. Não se trata de uma consideração ideológica;
entretanto, se a opção for por se ter um mercado de energia, o que está implícito na
modalidade de leilões, há pré-requisitos para assegurar a eficácia do mercado, os quais não
vêm sendo atendidos.
Sugerimos fortemente que o setor dê atenção a este assunto. Trata-se de um tema de
política energética que deve ser capitaneado pelo governo. É improvável que os agentes (os
quais de uma forma ou de outra são todos comercializadores), CCEE ou ONS tomem esta
iniciativa, devido ao sistema de governance dependente dos mesmos agentes que
comercializam energia.
A melhor forma para dar visibilidade a este assunto é monitorar, em base mensal, alguns
poucos indicadores críticos. O que é monitorado ganha visibilidade e transparência. Hoje
ESS é uma “caixa preta” para a grande maioria dos consumidores, os quais são induzidos a
pensar que estão pagando por confiabilidade, e não por ineficiência. Sugiro que a ANEEL
15
Chandley, John & Hogan, William. Alternative Approaches to Transmission Constraints and Congestion
Pricing in Brazil. PPIAF. The World Bank. September 2004.
16
Estudos neste sentido já foram desenvolvidos em diversos momentos no setor elétrico brasileiro. Veja,
por exemplo, Congestão da Transmissão (“surplus”) e Mecanismo de Realocação de Energia no Sistema
Brasileiro. Preparado para MAE por PSR. Junho de 1999. O assunto voltou a ser discutido pelo Comitê de
Revitalização, mas não ganhou a importância devida

14. ou MME calcule e publique mensalmente em seu sites os seguintes indicadores: (i) ESS,
aprimorado para refletir o despacho fora da ordem de mérito para as plantas hidrelétricas;
(ii) Custo de transmissão (referenciado a alguma unidade, por exemplo $/energia
transportada); (iii) Como o ESS está sendo utilizado e se é suficiente para cobrir as
exposições do MRE alocado em outros sub-mercados.
Resposta da Demanda aos Sinais de Preço
Passando agora para o segundo tema que acreditamos não tem sido devidamente
considerado. Trata-se da necessidade de ter o mercado (ou parte dele) capaz de reagir, de
preferência em tempo real, às variações de preço spot.
A experiência internacional indica que no desenho dos mercados muito pouca atenção tem
sido dada a este assunto (em alguns casos, com grande arrependimento). Em parte porque
havia (e ainda há em alguns casos), uma crença de que o consumo de eletricidade não
responde a preços, mormente no curto prazo - ou seja, assume-se erroneamente que a a
demanda é inelástica. Outra razão cultural é que o setor elétrico e o operador do sistema
definem sua missão como atender a demanda com confiabilidade, seja ela qual for. A
demanda é tratada como algo exógeno, fora de seu controle. Obviamente, existe um custo
associado a esta postura. Se a demanda puder ser gerenciada, seja sob condições de
emergência ou em regime permanente, reduções de custo podem ser auferidas. Desenhar
um mercado de energia sem incorporar a elasticidade preço da demanda é como projetar
um avião para voar apenas com uma asa.
O Brasil vivenciou uma exitosa experiência no gerenciamento da demanda via sinais de
preços, durante o racionamento de 2001-2002. Esse episódio, apesar de ter sido
indesejável, serviu para mostrar a importância da resposta da demanda e o muito que está
por ser feito nesta área. A alocação do recurso escasso via quotas e sinais de preço
superpostos, complementada por leilões de quotas, é percebida hoje como uma melhor
prática internacional. O Banco financiou recente publicação que descreve o caso brasileiro,
comparando-o com outras experiências, muitas das quais ensejando graves conseqüências
para as regiões afetadas. Uma redução da carga de 20%, por 8 meses, na dimensão
continental ensejada, sem black-outs ou brown-outs, é um fato sem precedentes no mundo.
Esta publicação chama a atenção ao fato de que a resposta da demanda a preços não deve
ocorrer apenas durante crises, mas em regime permanente, incluindo momentos de
abundância. Procedimentos, protocolos junto ao ONS, regulações e incentivos econômicos
devem ser implementados para permitir que os consumidores (ou um grupo representativo
deles) reajam a preços, se possível em tempo real.
Iniciativas para resposta de demanda já consideradas no Brasil incluem:
a) Demand side bidding – desenvolvido mas não implementado durante o projeto RE-
SEB.

15. b) Tarifa horo sazonal – existente no Brasil para consumidores médios e grandes.
Serve para deslocar consumo da hora da ponta. Sua falha é não guardar relação
com a real criticidade do sistema.
c) Contratos interrompíveis – existentes no Brasil no passado. Ajudaram a Califórnia
a minimizar a magnitude dos black-outs.
d) Tarifas “Buy-back” tarifas – usadas durante o racionamento, por meio das quais a
concessionária “recomprava” a energia que o cliente estaria hipoteticamente
utilizando, remunerando-a pelo preço spot estimado.
e) Quotas com sinais de preço superpostos – usados durante o racionamento,
representando uma variante do modelo anterior.
Ha muitas outras modalidades de resposta que poderiam ser igualmente consideradas pelo
Brasil, incluindo:
a) Tarifas tipo Fi-Va – similar ao modelo de quotas implementado durante o
racionamento no Brasil, exceto que o consumidor define o volume da quota pelo
que paga um preço fixo. Diferenças a maior ou menor são precificadas ao custo
marginal de curto prazo (este podendo ser o preço spot).
b) Tarifa em tempo real – variando em função do preço spot, no menor intervalo em
que este é calculado. Usado por grandes empresas, requerendo medição especial.
c) Várias iniciativas para pequenos consumidores, incluindo residenciais, vêm sendo
usadas mesmo em casos onde não existem consumidores livres.
a. França – tarifa “Tempo” diferenciada em função da criticidade do sistema
b. Estado da Geórgia – similar ao acima – não há retail competition
c. Várias iniciativas de tarifa em tempo real para consumidores residenciais,
com resultador promissores
a) Programas formais em que o ONS estabelece protocolos com grandes clientes para
que estes reduzam suas cargas por questões de confiabilidade (risco de perda de
carga ou problemas de transmissão) ou por razões econômicas (altas de preço no
spot). Há uma leque enorme de possibilidades, com diferentes períodos de aviso,
volutários ou não, com incentivos econômicos fixos ou baseados no preço do spot.
Alguns pools mais avançados, como PJM, conseguiram em um horizonte de 2-3
anos, atrair milhares de clientes para seu programa de DSR (Demand Side
Response). E uma ferramenta muito importante à disposição do operador de
sistema. O quadro a seguir ilustra algumas modalidades negociadas entre o New
York Pool e seus clientes:

16. New York Independent System Operator Load Management Programs
Year 2002 Results
MW or
Customers Resources
Program Name Description MWh Prices Paid
Engaged Involved
Offered
Short-notice program relying
on the ability of many to Higher of U$
Emergency Demand Response US$ 3.5
voluntarily reduce their 1700 650 MW 500/MWh or the
Program (EDRP) million
demand for a short period of spot price
time, in exchange for payment
Customer-initiated
1,468 MWh
econonomic bidding program, Average of U$
Retail of load
Day-Ahead Demand Respose where participants offer their 68/MWh, > U$$
Electricity reduction
Program (DADRP) load reduction into the differentiated in 100,000
Customers bids
wholesale market one day in time and space
accepted
advance
Retail
Monthly payment
Electricity
Reserve capacity program that ranged from US$
Customers, 650 MW of
Installed Capacity Special Case contracts resources to meet 1.15/Mwh
committing a registered N/A
Resources (ICAP SCR) NYISO supply requirements Statewide to US$
minimum load capacity
over a specific contract period 6.5/MWh in New
reduction of
York City
100 kW
Source: Keep the Power Flowing with Three Electric Load-Management Programs. New York State Energy and Development Authority. Demand Reponse program Primer. 2003 Season.
www.nyiso.com/services/documents/manuals
Os modelos em teste mais promissores envolvem uma combinação de racionamento por
quantidade e por preços. Racionamento por quantidade seria aquele onde a concessionária
tem o direito de efetuar um corte temporário de carga no consumidor (por exemplo,
desligando ar condicionado central ou bombas de água por alguns minutos, de forma
cíclica). Em contrapartida, o consumidor recebe uma tarifa média mais reduzida. Este
desligamento pode ser feito de forma remota, utilizando-se por exemplo de sinais de rádio.
Racionamento por preços é aquele no qual o próprio consumidor toma a decisão de reduzir
o consumo em função do preço esperado da energia. Experiências na Califórnia têm
revelado que uma combinação desses dois tipos de racionamento pode reduzir o consumo
de pico em quase 50% em um dia crítico, enquanto que a eficácia das tarifas horo-sazonais
em condições similares é de apenas 5%.
Tarifas de baixa renda também devem ser redesenhadas para permitir resposta do
consumidor, ao mesmo tempo que promovem um certo grau de proteção social. Por
exemplo, o modelo atual em que os primeiros blocos de consumo são subsidiados,
conduzem a um desperdício no uso de recursos, porque a tarifa está situada muito abaixo
do custo marginal, sem falar no fato, recentemenente apontado pelo TCU, de que existe
uma baixa correlação entre renda e consumo. O mais racional seria dar ao consumidor de
baixa renda um “voucher” fixo, que implicasse em uma transferência de renda
matematicamente similar à atual, sem distorcer as decisões de consumo. Qualquer
consumidor, pobre ou rico, deveria “enxergar” o custo marginal a partir do primeiro kWh
consumido.
Todos esses exemplos servem para mostrar o enorme potencial que existe em se explorar a
elasticidade preço da demanda, dismistificando a idéia que o consumidor não responde a
preços. A contínua redução de custos das tecnologias de medição e telecomunicações tem
feito com que o aproveitamento deste potencial possa ser estendido para uma gama cada

17. vez maior de consumidores. Além da questão tecnológica, há também aspectos culturais,
regulatórios e de educação do consumidor que devem ser devidamente trabalhados.
Esta é uma área com infinitas possibilidades, em que o setor elétrico brasileiro deveria se
aprofundar. Nem o modelo anterior nem o modelo atual trouxeram a resposta de demanda
como fator relevante no desenho do mercado. O momento é sempre propício para
aperfeiçoar o funcionamento de mercado aproveitando este potencial.
Em resumo
Esta apresentação abordou os seguintes pontos principais
a) 20 anos de reforma no mundo e 10 anos no Brasil valeram a pena; aprendemos
muito, mas ainda há muito por apreender.
b) A reforma do Brasil tem tido várias dimensões de êxito, embora os fracassos
ganhem mais publicidade. Entretanto, a reforma não está completa.
c) O “novo-novo” modelo tem abordado questões pendentes do modelo anterior,
aperfeiçoando-o em muitos aspectos. Um dos mais importantes é a compra
competitiva de energia via leilões. Detalhes estão ainda sendo aperfeiçoados.
d) A despeito da evolução do setor elétrico, dois aspectos ainda necessitam mais
atenção: (i) o gerenciamento da congestão e (ii) a resposta da demanda.
e) Gerenciamento da congestão tem a ver com a forma como os preços spot são
calculados, se via tarifa zonal (como hoje) ou via tarifa nodal. Ressaltamos os
problemas da tarifa zonal, e os sinais inadequados que dão para a correta
localização de plantas nos leilões de energia. Recomendamos que o setor transmita
um sinal locacional mais forte nos leilões e estude a migração para um modelo de
tarifa nodal, instituindo um mercado de direitos de transmissão.
f) Resposta da demanda ao sinal de preços é uma peça faltante no desenho de
mercado de energia. O racionamento provou o enorme potencial que existe nesta
área, o qual entendemos deve ser explorado não apenas em épocas de crise, mas
também em regime permanente. Esta rica experiência não pode ser esquecida. Há
inúmeras possibilidades que podem ser consideradas e eventualmente todos os
consumidores são aptos a reagir ao sinal de preços.
g) As recomendações acima estão respaldadas na experiência internacional, levando
em conta a realidade do setor elétrico brasileiro.
WB74061
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