Um Novo Modelo para o Setor Elétrico Brasileiro

Tabela 15 – Sobras totais de energia elétrica assegurada – custo total do pool ou
perda de receita das geradoras
HIDROELÉTRICAS - H1
TERMOELÉTRICAS - 15%
total
SOBRAS TOTAIS DE ENERGIA ASSEGURADA - CUSTO TOTAL DO "POOL" OU PERDA DE RECEITA DAS GERADORAS
janeiro fevereiro março abril maio junho
R$ milhões
julho agosto setembro outubro novembro dezembro ano
219,3 198,0 253,4 245,2 253,4 245,2 253,4 253,4 245,2 253,4 245,2 253,4 2.918,6
31,0 29,2 45,6 44,0 60,6 58,1 58,9 65,5 68,4 84,4 83,1 88,1 716,8
250,2 227,2 299,0 289,2 314,0 303,3 312,3 318,9 313,6 337,8 328,3 341,5 3.635,4
A tabela 16 apresenta, a preços previstos para janeiro de 2003, quais
seriam os custos incorridos pelo pool, na hipótese de que os agentes de
distribuição adquirissem 5% adicionais dos atuais montantes contratados.
Desta forma, a diferença aproximada de R$ 900 milhões, em relação à
tabela anterior, representa o montante adicional a ser despendido pelas
distribuidoras na contratação adicional de energia junto a geradoras estatais
federais e estaduais, que seriam repassados aos consumidores via tarifa
vigente.
HIDROELÉTRICAS - H2
TERMOELÉTRICAS - 15%
total
Tabela 16 – Sobras totais – contratação adicional de 5%
SOBRAS TOTAIS-CONTRATAÇÃO ADICIONAL DE 5%
R$ milhões
janeiro fevereiro março abril maio junho julho agosto setembro outubro novembro dezembro ano
141,6 127,9 175,7 170,1 175,7 170,1 175,7 175,7 170,1 175,7 170,1 175,7 2.004,3
31,0 29,2 45,6 44,0 60,6 58,1 58,9 65,5 68,4 84,4 83,1 88,1 716,8
172,6 157,1 221,3 214,1 236,4 228,1 234,6 241,2 238,4 260,2 253,2 263,9 2.721,0
A tabela 17 apresenta, a preços previstos para janeiro de 2003, quais
seriam os custos incorridos pelo pool, na hipótese de que os agentes de
distribuição contratassem, além dos 5% adicionais em relação à legislação
atual, os montantes adicionais que seriam necessários para a contratação
de 100% de seus requisitos devido à reavaliação da energia assegurada de
ITAIPU. Neste caso, a tarifa média a ser praticada pelos agentes de
distribuição junto a consumidores finais, quando for o caso, seriam
reavaliadas, pois o efeito câmbio de ITAIPU das cotas liberadas teria
desaparecido e seria substituída pelas tarifas internas do sistema estatal. A
diferença de aproximadamente R$ 1,4 bilhões, em relação à primeira
alternativa, seriam os custos de aquisição de energia pelas distribuidoras
junto às geradoras estatais,ressarcidos pelos consumidores finais das
respectivas distribuidoras. Esta alternativa, combinando o ajuste das cotas
de Itaipu com contratação de 100% da energia demandada pelas
distribuidoras, é a que tem melhores condições de ser atingida com a
implementação do pool.
Portanto, em 2003, mantidas as demais condições, o pool,
garantindo as receitas esperadas por todas as geradoras (admitindo sua
adesão) sem acréscimos repassados às distribuidoras, exceto os
decorrentes da contratação de 100% da energia requerida, teria um déficit
de cerca de R$2,2 bilhões. Estima-se que as sobras de energia sejam
progressivamente absorvidas pelo crescimento do mercado, até 2006.
Assim, em 2004, 2005 e 2006 o déficit pode ser estimado em ¾, ½ e ¼ do
previsto para 2003. Então, o déficit total, previsto para o pool, até a
normalização do mercado, atingiria um montante nominal de
aproximadamente R$5,5 bilhões. Este valor poderia ser reduzido através de
ações de venda de energia temporária, com tarifas favorecidas, para
consumidores que tenham capacidade ociosa, podendo incrementar as
exportações (ex. ferro-ligas), através de exportação para países vizinhos,
entre outras. O saldo remanescente pode ser objeto de soluções
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